RU2078909C1

RU2078909C1 - Method of development of oil formation

Info

Publication number: RU2078909C1
Application number: RU94010972A
Authority: RU
Inventors: Владимир Федорович Сомов; Александр Константинович Шевченко
Original assignee: Владимир Федорович Сомов; Александр Константинович Шевченко
Priority date: 1994-03-29
Filing date: 1994-03-29
Publication date: 1997-05-10

Abstract

FIELD: oil producing industry, particular, development of nonuniform and heavily watered deposits with use of horizontal and inclined boreholes. SUBSTANCE: withdrawal of formation products is carried out with provision of the required rarefaction in different sections of horizontal or inclined borehole and displacement of inlet of tubing and withdrawal of products from the formation, from the interval of this displacement is accomplished with installation of one or several packets movable over the tubing. Each successive displacement of tubing and isolation of a section of horizontal or inclined branch are accomplished only the content of oil in the products withdrawn from the formation reaches the preset minimum value. products from isolated interval are withdrawn periodically. In the intervals between withdrawals, intensifying agent of mixture of several agents is injected into the isolated section, and forced by the gasified liquid, foam or gas into formation. EFFECT: higher coefficient of oil recovery and reduced energy consumption in oil recovery. 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может применяться при разработке водоплавающих нефтяных залежей. The invention relates to the oil industry and can be used in the development of floating oil deposits.

Известна технология разработки месторождений углеводородов (патент США 4834179, E 21 B 43/22, опубл. 30.05.89), согласно которой в условиях, когда верхняя часть резервуара насыщена природным газом, добычу углеводородов ведут через горизонтальную эксплуатационную скважину, пробуренную вблизи от нижней границы резервуара. Насыщающие продуктивный пласт углеводороды, а также нагнетаемые в его верхнюю часть агенты, перемещаются сверху вниз, поступают в горизонтальную скважину и извлекаются на поверхность. A well-known technology for the development of hydrocarbon deposits (US patent 4834179, E 21 B 43/22, publ. 30.05.89), according to which, when the upper part of the reservoir is saturated with natural gas, hydrocarbons are produced through a horizontal production well drilled near the lower boundary reservoir. Hydrocarbons that saturate the reservoir, as well as agents injected into its upper part, move from top to bottom, enter a horizontal well, and are extracted to the surface.

Недостатком данной технологии является нерегулируемость процесса перемещения в вертикальной плоскости границы контакта вытесняющего агента и вытесняемой из пласта продукции, вследствие чего может происходить неравномерное перемещение границы этого контакта, и в горизонтальный ствол на отдельных его участках будет прорываться вытесняющий агент, а приток пластовой продукции может полностью прекратиться. Работы по изоляции прорывов вытесняющего агента в горизонтальных скважинах проводить сложно. The disadvantage of this technology is the uncontrolled process of moving in the vertical plane of the contact border of the displacing agent and the products being displaced from the formation, as a result of which the boundary of this contact can be unevenly displaced, and the displacing agent will break into the horizontal well in some sections, and the flow of formation products may completely stop . It is difficult to carry out work on isolation of displacing agent disruptions in horizontal wells.

Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий бурение в продуктивных отложениях горизонтального или наклонного ствола, спуск лифтовых труб с пакерами для изоляции интервалов скважины с последующими перемещениями на определенное расстояние лифтовых труб с пакерами для последовательной изоляции интервалов ствола скважины, нагнетание интенсифицирующего агента в изолированные интервалы скважины и отбор продукции из пласта (см. журнал "Нефть, газ и нефтехимия за рубежом", N4, 1992, с. 23, 34-35 прототип). A known method of developing an oil reservoir, including drilling in productive sediments of a horizontal or inclined well, lowering elevator pipes with packers to isolate well intervals with subsequent displacement of elevator pipes with packers to sequentially isolate intervals of the wellbore, injecting an intensifying agent into isolated intervals of the well and selection of products from the reservoir (see the journal "Oil, gas and petrochemicals abroad", N4, 1992, S. 23, 34-35 prototype).

Недостатком данного способа является то, что в продукции, добываемой из выделенного интервала пласта, вскрытого горизонтальным или наклонным стволом, на определенном этапе разработки может увеличиться содержание воды или газа до значения, выше допустимого. Вследствие этого снижается дебит нефти, возрастают удельные расходы энергии на ее извлечение, что снижает в целом эффективность разработки нефтяного пласта. The disadvantage of this method is that in products extracted from the selected interval of the reservoir, opened by a horizontal or inclined shaft, at a certain stage of development, the water or gas content may increase to a value that is higher than permissible. As a result, the oil production rate decreases, the specific energy consumption for its extraction increases, which reduces the overall efficiency of the development of the oil reservoir.

Целью изобретения является повышение эффективности извлечения нефти горизонтальными или наклонными скважинами, особенно в условиях водоплавающих залежей, а также на поздней стадии разработки, когда остались невытесненные объемы нефти в низкопроницаемых зонах пласта. The aim of the invention is to increase the efficiency of oil recovery by horizontal or deviated wells, especially in the conditions of waterflood deposits, as well as at a late stage of development, when there are undeplaced volumes of oil in low-permeability zones of the reservoir.

Согласно изобретению, каждое очередное перемещение лифтовых труб с входным отверстием на определенное расстояние вдоль горизонтального или наклонного ствола производят после того, как содержание нефти в извлекаемой продукции достигнет установленного минимального значения, отбор продукции из разобщенного пакером (пакерами) интервала (интервалов) горизонтального или наклонного ствола осуществляют периодически, а в промежутках между отборами продукции в этот (эти) интервал (интервалы) нагнетают жидкий или газообразный агент или смесь нескольких агентов (неорганические или органические кислоты, щелочи, аммиак, спирты, ацетон, различные газы, пены, поверхностно-активные вещества, полимеры), причем жидкие интенсифицирующие агенты продавливают в разобщенный интервал газированной жидкостью, пеной или газом. According to the invention, each successive movement of the elevator pipes with the inlet a certain distance along a horizontal or inclined shaft is carried out after the oil content in the extracted product reaches the set minimum value, production is taken from the interval (s) of the horizontal or inclined shaft separated by the packer (s). carried out periodically, and in the intervals between the selection of products in this (these) interval (s) inject a liquid or gaseous agent or mixture ultiple agents (inorganic or organic acid, alkali, ammonia, alcohols, acetone, various gases, foams, surfactants, polymers), wherein the liquid is forced in intensifying agents disjunct interval carbonated liquid, foam or gas.

Отличительными признаками данного способа является то, что периодические перемещения отверстия лифтовых труб производят после снижения содержания нефти в извлекаемой из пласта продукции до установленного предельного минимального значения (например, при добыче нефти из сильно обводненного пласта при содержании нефти в отбираемой из пласта жидкости равном или менее 0,5% ), что повышает эффективность использования энергии, затрачиваемой на подъем жидкости на поверхность (в частности продлевается фонтанный способ эксплуатации скважины), данный признак в аналоге отсутствует. Distinctive features of this method is that periodic elevator hole movements are performed after the oil content in the products extracted from the formation is reduced to a specified minimum limit (for example, when oil is produced from a heavily flooded formation when the oil content in the fluid taken from the formation is equal to or less than 0 , 5%), which increases the efficiency of energy used to raise the liquid to the surface (in particular, the fountain method of operating the well is extended), anny sign in analog absent.

Также, в отличие от аналога, предлагается отбор продукции из данного разобщенного интервала горизонтального или наклонного ствола производить периодически, а в промежутках между отборами нагнетать жидкий или газообразный агент, обеспечивающий интенсификацию притока флюидов и повышение углеродоотдачи. За счет этого из каждого из последовательно разобщаемых интервалов отбирается больше нефти и с более высоким теплом, чем по технологии, приведенной в аналоге. Also, unlike the analogue, it is proposed to take products from this fragmented interval of a horizontal or inclined wellbore periodically, and to inject a liquid or gaseous agent in the intervals between selections, which will intensify the flow of fluids and increase carbon recovery. Due to this, more oil with higher heat is taken from each of the successively separated intervals, than by the technology described in the analogue.

Осуществление способа поясняется чертежом. The implementation of the method is illustrated in the drawing.

В состав рассматриваемой схемы входят: продуктивный пласт 1, горизонтальный (или наклонный) открытый ствол 2 в продуктивном пласте, колонна лифтовых труб 3, входное отверстие 4 в лифтовых трубах, пакеры 5, зоны с повышенной нефтенасыщенностью (низкопроницаемые зоны) 6, задвижки 7 и 8, обратный клапан 9, насосный (или компрессорный) агент 10, автоцистерна 11. The structure of the considered scheme includes: a productive formation 1, a horizontal (or inclined) open trunk 2 in a productive formation, a column of elevator pipes 3, an inlet 4 in the elevator pipes, packers 5, zones with increased oil saturation (low permeability zones) 6, valves 7 and 8, check valve 9, pump (or compressor) agent 10, tank truck 11.

На чертеже представлена технология, в соответствии с которой разработка продуктивного пласта 1 предусматривает проложение горизонтального (или наклонного) открытого ствола 2, спуск в скважину колонны лифтовых труб 3 с входным отверстием 4 и пакерами 5, располагаемыми в горизонтальном (или наклонном) стволе в интервале перемещения входного отверстия 4; горизонтальный (или наклонный) ствол ориентируют так, чтобы обеспечивалась большая вероятность его прохождения через зоны с повышенной остаточной нефтенасыщенностью (обычно это низкопроницаемые зоны) 6; устье скважины через задвижку 7 сообщено с промысловой системой сбора добываемой продукции, а через задвижку 8 и обратный клапан 9 с насосным (или компрессорным) агрегатом 10, который сообщен с автоцистерной 11. The drawing shows a technology in accordance with which the development of a productive formation 1 involves laying a horizontal (or inclined) open barrel 2, lowering into the well a string of elevator pipes 3 with an inlet 4 and packers 5 located in a horizontal (or inclined) trunk in the range of movement inlet 4; the horizontal (or inclined) trunk is oriented so that it is more likely to pass through areas with increased residual oil saturation (usually low-permeability zones) 6; the wellhead through the valve 7 is in communication with the field production collection system, and through the valve 8 and the check valve 9 with the pump (or compressor) unit 10, which is in communication with the tanker 11.

Из вертикального ствола пробуренной ранее скважины прокладывается горизонтальный (или наклонный) ствол (см. чертеж) в продуктивном пласте, ориентированный в сторону, где выявлено ранее или ожидается наличие остаточных извлекаемых запасов нефти (это могут быть, в частности, низкопроницаемые породы, "обойденные" внедряющейся в залежь водой). Горизонтальный (или наклонный) ствол после завершения его проходки оставляют открытым. Спускают колонну лифтовых труб с входным отверстием в нижней ее части и одним или несколькими пакерами, которыми разобщают участок горизонтального (или наклонного) ствола, при этом входное отверстие лифтовых труб располагают в пределах разобщенного интервала горизонтального (или наклонного) ствола, вдоль которого затем периодически перемещают лифтовые трубы с пакерами на определенное расстояние, и из указанного разобщенного участка производят отбор пластовой продукции до тех пор, пока содержание в ней нефти не снизится до предельной минимальной величины, устанавливаемой в зависимости от глубины скважины, капитальных и эксплуатационных затрат на извлечение жидкости, сбор и подготовку нефти и цены на нефть. После этого перемещают колонну лифтовых труб с пакерами на новый участок горизонтального (или наклонного) ствола, определяют содержание нефти в продукции, отбираемой из нового разобщенного участка, и, если оно окажется выше минимального значения, продолжают отбор из него пластовой продукции, периодически производя ее анализ на содержание нефти. Перемещения колонны лифтовых труб прекращают после того, как будет пройден весь интервал горизонтального (или наклонного) ствола. Все операции по прохождению горизонтального (или наклонного) ствола освоены, и, в частности, уже имеется опыт бурения таких стволов из вертикальных скважин, например, обсаженных трубами диаметром 168 мм, при этом диаметр горизонтального (или наклонного) ствола равен 140 мм, а длина горизонтального (или наклонного) участка ствола может быть до нескольких сотен метров (имеются скважины с горизонтальными стволами длиной 300 400 м и более). Для интенсификации притока пластовой жидкости и более полного ее извлечения из примыкающего к разобщенному интервалу ствола участка пласта в этих интервалах проводятся обработки прискважинной зоны нагнетанием интенсифицирующих агентов (например, раствора соляной кислоты, пара, газа и т.п.), для чего используются передвижные или стационарные установки. При этом на время обработки разобщенного горизонтального (или наклонного) ствола отбор из него продукции временно прекращается, на устье скважины закрывается задвижка 7, к выкидной линии скважины подключается насосный (или компрессорный) агрегат 10 с обратным клапаном 9, открывается задвижка 8 и начинают нагнетание интенсифицирующей жидкости, находящейся в автоцистерне 11 (или газа). После обработки приствольного участка, которая может продолжаться от нескольких часов до нескольких суток, скважину осваивают и пускают в работу, при этом задвижку 8 закрывают, а задвижку 7 открывают. За счет интенсифицирующей обработки приствольного участка (в пределах разобщенного интервала горизонтального или наклонного ствола) дебит жидкости из него может увеличиться в несколько раз, а конечный коэффициент извлечения нефти возрастает на 5 10%
Примеры осуществления способа.From the vertical wellbore of a previously drilled well, a horizontal (or inclined) well is laid (see drawing) in the reservoir, oriented to the side where residual recoverable oil reserves have been identified or expected (these can be, in particular, low-permeability rocks, “bypassed” water entering the reservoir). The horizontal (or inclined) trunk is left open after completion of its penetration. A column of elevator pipes is lowered with an inlet in its lower part and one or more packers that divide a portion of the horizontal (or inclined) barrel, while the inlet of the elevator pipes is located within the disconnected interval of the horizontal (or inclined) trunk, along which it is then periodically moved lift pipes with packers at a certain distance, and from the specified fragmented area, the formation products are selected until the oil content in it is reduced to the maximum m the minimum value set depending on the depth of the well, capital and operating costs for the extraction of fluid, the collection and preparation of oil and oil prices. After that, the column of elevator pipes with packers is moved to a new section of the horizontal (or inclined) trunk, the oil content in the products taken from the new disconnected section is determined, and if it is above the minimum value, the formation products are continued from it, periodically analyzing it for oil content. The movement of the column of elevator pipes is stopped after the entire interval of the horizontal (or inclined) barrel has been completed. All operations for passing a horizontal (or inclined) wellbore have been mastered, and, in particular, there is already experience in drilling such trunks from vertical wells, for example, cased with pipes with a diameter of 168 mm, while the diameter of the horizontal (or inclined) well is 140 mm, and the length horizontal (or inclined) section of the trunk can be up to several hundred meters (there are wells with horizontal trunks 300 400 m or more in length). In order to intensify the influx of formation fluid and to more fully extract it from a section of the formation adjacent to the disconnected interval of the borehole, in these intervals, the borehole zone is treated by injection of intensifying agents (for example, a solution of hydrochloric acid, steam, gas, etc.), for which mobile or stationary installations. At the same time, during the processing of the disconnected horizontal (or inclined) well, the selection of products from it is temporarily stopped, the shutter 7 is closed at the wellhead, the pump (or compressor) unit 10 with a check valve 9 is connected to the flow line of the well, the shutter 8 is opened and intensification pumping begins liquid in the tank truck 11 (or gas). After processing the trunk section, which can last from several hours to several days, the well is developed and put into operation, while the valve 8 is closed and the valve 7 is opened. Due to the intensifying treatment of the near-trunk section (within the disconnected interval of a horizontal or inclined trunk), the fluid flow rate from it can increase several times, and the final oil recovery coefficient increases by 5 10%
Examples of the method.

В продуктивном пласте (плотный известняк), залегающем на глубине 2500 м, из вертикальной скважины, обсаженной трубами диаметром 168 мм, проложен наклонный ствол диаметром 140 мм, с углом отклонения от вертикали 40^o, длиной 200 м; ствол оставлен открытым и в нем установлено два гидравлических пакера (см. чертеж), спущенных на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм; расстояние между пакерами 10 м; башмак насосно-компрессорных труб заглушен, а в стенках труб в интервале между пакерами имеется входное отверстие. После освоения скважины ее пускают в работу (фонтанным способом) и периодически осуществляют отбор проб добываемой продукции. При низкой продуктивности данного интервала периодически производят его обработку интенсифицирующим агентом например, газированным соляно-кислотным раствором, продавливаемым в пласт газом; после выдержки на реагирование, скважину осваивают и пускают в работу. При снижении содержания нефти в добываемой продукции до 1 мас. скважину глушат, снимают нагрузку с пакеров и перемещают колонну лифтовых труб с пакерами на новый участок, в котором затем производится отбор продукции и интенсификация ее притока.In the reservoir (solid limestone), lying at a depth of 2500 m, from an upright well cased with pipes with a diameter of 168 mm, an inclined shaft with a diameter of 140 mm was laid with an angle of deviation from the vertical of 40 ^o , 200 m long; the barrel is left open and two hydraulic packers are installed in it (see drawing), lowered on a tubing string with a diameter of 73 mm; distance between packers 10 m; the shoe of the tubing is plugged, and there is an inlet in the pipe wall between the packers. After the development of the well, it is put into operation (in a fountain way) and periodically sampling the produced products. At low productivity of this interval, it is periodically treated with an intensifying agent, for example, a carbonated hydrochloric acid solution, squeezed into the formation by gas; after exposure to response, the well is mastered and put into operation. With a decrease in the oil content in the produced products to 1 wt. the well is jammed, the load is removed from the packers and the column of elevator pipes with packers is moved to a new section, in which then the selection of products and intensification of its inflow are performed.

Claims

A method of developing an oil reservoir, including drilling in productive sediments of a horizontal or inclined well, lowering elevator pipes with packers to isolate well intervals and then moving elevator pipes with packers for a certain distance to sequentially isolate intervals of the wellbore, injecting an intensifying agent into isolated intervals of the well and selecting products from the reservoir, characterized in that each successive movement of the elevator pipes at a certain distance along the horizontal of the thrust or inclined well and each subsequent disconnection of the selected area of this well is performed after the oil content in the products extracted from the reservoir reaches a predetermined minimum value, while the formation products from each disconnected interval are produced periodically, and the intensifying agent is injected between the selections selling it at a fragmented interval with carbonated liquid, foam or gas.