RU2088750C1 - Method of development of oil pool - Google Patents
Method of development of oil pool Download PDFInfo
- Publication number
- RU2088750C1 RU2088750C1 SU4870034A RU2088750C1 RU 2088750 C1 RU2088750 C1 RU 2088750C1 SU 4870034 A SU4870034 A SU 4870034A RU 2088750 C1 RU2088750 C1 RU 2088750C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- flow rate
- water
- injection
- formation
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке неоднородных нефтенасыщенных коллекторов. The invention relates to the oil industry and can be applied in the development of heterogeneous oil-saturated reservoirs.
Известен способ циклического заводнения трещиноватого пласта [1] согласно которому процесс добычи нефти осуществляют путем циклической закачки оторочек двух флюидов, имеющих разную подвижность. Первый флюид имеет пониженную подвижность и продвигается в основном по трещинам, в то время как второй флюид с повышенной подвижностью проникает в поры матрицы породы и вытесняет их них нефть в трещины. A known method of cyclic flooding of a fractured formation [1] according to which the oil production process is carried out by cyclic injection of the rims of two fluids having different mobility. The first fluid has reduced mobility and moves mainly along the cracks, while the second fluid with increased mobility penetrates the pores of the rock matrix and displaces them with oil in the cracks.
Недостатком данного способа является то, что закачиваемые флюиды поступают в основном в высокопроницаемые интервалы пласта, вследствие чего остаются неохваченные воздействием низкопроницаемые элементы (блоки) с низкоразвитой системой естественных трещин. Вытеснение флюидов осуществляется за счет градиентов давления, направленных в основном только параллельно распространению пласта, поэтому воздействию подвергается только объем породы, примыкающей к горизонтальным или наклонным трещинам, и в меньшей степени - расположенной вокруг вертикальных трещин, что снижает эффект от применения циклического воздействия по данному патенту. The disadvantage of this method is that the injected fluids come mainly in the highly permeable intervals of the reservoir, as a result of which low-permeability elements (blocks) with a low-developed system of natural cracks remain unreached. The displacement of fluids is carried out due to pressure gradients, directed mainly parallel to the spread of the formation, therefore, only the volume of rock adjacent to horizontal or inclined cracks is exposed to impact, and to a lesser extent located around vertical cracks, which reduces the effect of applying the cyclic effect according to this patent .
Отмеченные недостатки отсутствуют в техническом решении [2] согласно которому вода и газ нагнетаются в пласт одновременно или попеременно, при этом газ подается в нижнюю часть пласта, а вода в верхнюю, что позволяет лучше смешивать эти агенты в пласте, обеспечивая за счет гравитационного фактора создание градиентов давления в вертикальной плоскости. Недостатком данного способа является то, что при одновременной закачке воды и газа с неизменными расходами со временем создается определенная устойчивая зональность распространения указанных агентов, что не способствует дополнительному извлечению нефти из блоков, линз, отдельных пропластков. При попеременном нагнетании вытесняющих агентов могут быть созданы дополнительные изменяющиеся во времени градиенты давления в вертикальной плоскости (на большом удалении от скважины), но при этом на некоторое время прекращается нагнетание в пласт одного из агентов (воды или газа), что в ряде случаев, например, в условиях Севера, вызовет отрицальные последствия замерзание воды в стволе скважины, образование гидратов при охлаждении газа. The noted drawbacks are absent in the technical solution [2] according to which water and gas are injected into the formation simultaneously or alternately, while gas is supplied to the lower part of the formation, and water to the upper, which allows better mixing of these agents in the formation, providing due to the gravitational factor pressure gradients in the vertical plane. The disadvantage of this method is that with the simultaneous injection of water and gas with constant costs over time, a certain stable zoning of the distribution of these agents is created, which does not contribute to the additional extraction of oil from blocks, lenses, individual layers. With alternate injection of displacing agents, additional time-varying pressure gradients in the vertical plane can be created (at a great distance from the well), but at the same time, injection of one of the agents (water or gas) stops for some time, which in some cases, for example , in the North, will cause negative consequences of freezing water in the wellbore, the formation of hydrates during gas cooling.
Кроме того, прекращение закачки одного из агентов, например, газа приведет к заполнению всего интервала призабойной зоны пласта другим агентом, например, водой, что отрицательно скажется при возобновлении закачки первого (газа): понадобится длительное время для восстановления приемистости инстервала, в который закачивается газ; то же явление будет и при полном прекращении закачки воды. In addition, stopping the injection of one of the agents, for example, gas, will fill the entire interval of the bottomhole formation zone with another agent, for example, water, which will negatively affect the resumption of the injection of the first (gas): it will take a long time to restore the injectivity of the hole into which the gas is pumped ; the same phenomenon will occur with a complete cessation of water injection.
Цель изобретения устранение отмеченных недостатков, т.е. увеличение коэффициента нефтеизвлечения за счет более полного охвата залежи вытеснением закачиваемых агентов (воды и газа). The purpose of the invention is the elimination of the noted disadvantages, i.e. increase in oil recovery due to more complete coverage of the reservoir by displacement of injected agents (water and gas).
Согласно изобретению указанная цель достигается тем, что закачку воды и газа осуществляют одновременно с периодическим изменением темпов закачки, при этом объем закачки в один цикл одного агента в пластовых условиях не превышает 0,1 первоначального нефтенасыщенного объема пор пласта, а темпы закачки изменяют от наибольшего расхода воды при наименьшем расходе газа до наименьшего расхода воды при наибольшем расходе газа, причем наибольший расход воды и газа устанавливают из условий целостности цементного камня за обсадной колонной и пласта, а наименьший расход воды и газа устанавливают из условия предотвращения образования льда или гидратов в стволе скважины. According to the invention, this goal is achieved by the fact that the injection of water and gas is carried out simultaneously with a periodic change in the injection rate, while the injection volume in one cycle of one agent in reservoir conditions does not exceed 0.1 of the initial oil-saturated pore volume of the formation, and the injection rate varies from the highest flow rate water at the lowest gas flow rate to the lowest water flow rate at the highest gas flow rate, and the highest flow rate of water and gas is set from the conditions of the integrity of the cement stone behind the casing and one and the lowest consumption of water and gas are determined from the conditions to prevent the formation of ice or hydrates in the wellbore.
Изобретение отличается от известного технического решения [2] тем, что при циклической закачке в залежь воды и газа периодически изменяют темпы их закачки от максимального до минимального расходов, при этом при максимальном расходе воды расход газа устанавливают минимальным, а при максимальном расходе газа, наоборот, минимальным должен быть расход воды. Кроме того, максимальный расход воды или газа определяют из условия целостности цементного камня за обсадной колонной и пласта-коллектора, а минимальный из условия предотвращения образования в стволе скважины льда или гидратов. The invention differs from the known technical solution [2] in that during cyclic injection of water and gas into the reservoir, the rates of their injection are periodically changed from maximum to minimum flow rates, while at the maximum water flow rate the gas flow rate is set to minimum, and at the maximum gas flow rate, on the contrary, minimum should be water consumption. In addition, the maximum flow rate of water or gas is determined from the condition of the integrity of the cement stone behind the casing and the reservoir, and the minimum from the condition of preventing the formation of ice or hydrates in the wellbore.
На чертеже изображены оборудование и обвязка одной нагнетательной скважины. The drawing shows the equipment and piping of one injection well.
Технологическая схема реализации заявленного способа представляет собой нагнетательную скважину 1, эксплуатационная колонна которой перфорирована в нижнем 2 и верхнем 3 интервалах пласта. В скважину опущены лифтовые трубы 41 и на участке между нижним и верхним интервалами установлен пакер 5. Колонна лифтовых труб 4 соединена на поверхности трубами 6 с насосом 7, а затрубное пространство трубами 8 с компрессором 9. На выкидных линиях насоса 7 и компрессора 9 установлены расходомеры 10 и 11. На линиях 6 и 8 установлены задвижки 12 и 13 и перемычки 14 и 15 с задвижками 16 и 17. К выкидным линиям насоса и компрессора подсоединены обводные линии 18 и 19 с установленными на них регуляторами расхода 20 и 21. На устье скважины установлены манометры 22 и 23. На чертеже также показаны условно граница газ вода при Qr max и Qb min линия 1 и при Qr min и Qb max линия 2.The technological scheme for the implementation of the claimed method is an injection well 1, the production string of which is perforated in the lower 2 and upper 3 intervals of the reservoir. Elevator pipes 41 are lowered into the well and a packer 5 is installed in the area between the lower and upper intervals. The column of elevator pipes 4 is connected on the surface by pipes 6 to pump 7, and the annulus is connected by pipes 8 to compressor 9. Flow meters are installed on flow lines of pump 7 and compressor 9. 10 and 11. On lines 6 and 8, valves 12 and 13 and jumpers 14 and 15 with valves 16 and 17 are installed. Bypass lines 18 and 19 with flow controllers 20 and 21 installed on them are connected to flow lines of the pump and compressor. At the wellhead manometers 22 and 23. are installed the drawing also shows conventionally the gas-gas boundary at Q r max and Q b min line 1 and at Q r min and Q b max line 2.
Предлагаемый способ разработки нефтяного пласта реализуется следующим образом. The proposed method for developing an oil reservoir is implemented as follows.
Подают в скважину 1 по колонне лифтовых труб 4 воду, а по затрубному пространству между обсадной колонной скважины 1 и лифтовыми трубами 4 газ, при этом темп нагнетания данных агентов устанавливают так, чтобы при максимальном расходе одного из них (например, воды), расход второго (например, газа) был минимальный и при таком режиме работы установленный промежуток времени, после чего плавно изменяют режим снижают до минимального расхода первого агента (воды) и увеличивают до максимального расхода второго агента (газа). Циклы в указанной последовательности многократно повторяют. За один цикл объем закачки одного из компонентов не должен превышать 0,1 первоначального нефтенасыщенного объема. Water is supplied into the well 1 through the string of elevator pipes 4, and gas is supplied through the annulus between the casing of the well 1 and the elevator pipes 4, while the rate of injection of these agents is set so that at the maximum flow rate of one of them (for example, water), the flow rate of the second (for example, gas) there was a minimum and in this mode of operation the set period of time, after which the mode is gradually changed, reduced to the minimum flow rate of the first agent (water) and increased to the maximum flow rate of the second agent (gas). The cycles in the indicated sequence are repeated many times. For one cycle, the injection volume of one of the components should not exceed 0.1 of the initial oil-saturated volume.
Пример. Изобретение предлагается применить на одном из месторождений Западной Сибири (например, Северо-Хохряковском). Средняя глубина залегания продуктивного пласта 2720 2760 м; толщина пласта 15,2 м; пласт терригенный, средняя пористость 15% проницаемость 0,01 0,013 мкм2, начальное пластовое давление 26,8 МПа, пластовая температура 95oC, вязкость нефти в пластовых условиях 0,45 мПа•с, газонасыщенность 225 м3/т, содержание парафина в нефти 5,1% плотность нефти в поверхностных условиях 827 кг/м3, средний коэффициент продуктивности скважины 0,045 т/сут. МПа, средний коэффициент приемистости нагнетательных скважин во воде ηв = 16 м3/сут.МПа; по газу 
Способ осуществляется в соответствии со схемой, приведенной на чертеже. The method is carried out in accordance with the diagram shown in the drawing.
Скважина 1 перфорируется в двух интервалах: у подошвы (позиция 2) и у кровли продуктивного пласта (позиция 3), длина каждого перфорированного интервала 2,5 м. Между интервалами перфорации на колонне лифтовых труб 4 устанавливается пакер 5. На устье к колонне лифтовых труб 4 подключается трубами 6 насос 7, а к затрубному пространству скважины -трубами 8 компрессор 9. Выкиды от насосной и компрессорной установок оборудованы расходомерами 10 и 11, задвижками 12 и 13 и перемычками 14 и 15 с задвижками 16 и 17, к выкидным линиям насоса и компрессору подсоединены обводные линии 18 и 19 с регуляторами расхода 20 и 21. Для нагнетания воды используются насосы марки 5 КНС 3 200 с рабочей характеристикой: производительность 3600 м3/сут; давление на выкиде 18 МПа; для нагнетания газа используются компрессоры марки 4М16- 12,5/17-281 с рабочей характеристикой: производительность 230 тыс. м3/сут, давление на выкиде 32 МПа. Процесс осуществляется при открытых задвижках 12 и 13 (задвижки 16 и 17 закрыты) циклически при одновременной раздельной закачке воды по колонне лифтовых труб 4 в нижний 2 вскрытый интервал пласта и газа (по затрубному пространству), в верхний 3 вскрытый интервал пласта с периодическим изменением при помощи регуляторов расхода 20 и 21 темпов закачки таким образом, что при заданном максимальном расходе воды или газа расход соответственно газа или воды устанавливается минимальным, причем предельные значения минимальных расходов вода и газа устанавливаются из условия предотвращения образования в стволе скважины льда или гидратов, а значения максимальных расходов из условия недопущения разрушения цементного камня за обсадной колонной между интервалами перфорации. Учитывая это, минимальные значения температуры в стволе скважины должны быть не ниже: при закачке воды 5oC, а при закачке газа 28oC. В соответствии с этими значениями температуры согласно расчету минимальный расход воды составляет 75 м3/сут, минимальный расход газа 50 тыс.м3/сут.Well 1 is perforated in two intervals: at the bottom (position 2) and at the top of the reservoir (position 3), the length of each perforated interval is 2.5 m. A packer 5 is installed between the perforation intervals on the column of elevator pipes 4. On the mouth to the elevator column 4 is connected by pipes 6 to pump 7, and to the annular space of the well, by pipes 8, compressor 9. The outflows from the pump and compressor units are equipped with flow meters 10 and 11, valves 12 and 13 and jumpers 14 and 15 with valves 16 and 17, to the flow lines of the pump and compressor connected bvodnye lines 18 and 19 with flow regulators 20 and 21. For the water injection pumps used mark 5 3 200 KNU operation characteristic: productivity 3600 m 3 / day; pressure on the oxide 18 MPa; for gas injection, 4M16-12.5 / 17-281 brand compressors are used with a working characteristic: productivity 230 thousand m 3 / day, discharge pressure 32 MPa. The process is carried out with open valves 12 and 13 (valves 16 and 17 closed) cyclically with simultaneous separate injection of water through the column of elevator pipes 4 into the lower 2 open interval of the reservoir and gas (through the annulus), into the upper 3 open interval of the reservoir with periodic changes at the help of flow regulators of 20 and 21 injection rates so that for a given maximum flow of water or gas, respectively, the flow of gas or water is set to a minimum, and the limit values of the minimum flow of water and gas are set pour out from the condition of preventing the formation of ice or hydrates in the wellbore, and the values of the maximum costs from the condition of preventing the destruction of cement stone behind the casing between the intervals of perforation. Given this, the minimum temperature in the wellbore should not be lower: when injecting water 5 o C, and when injecting gas 28 o C. In accordance with these temperature values, according to the calculation, the minimum water flow rate is 75 m 3 / day, the minimum gas flow rate 50 thousand m 3 / day
Максимальные значения расходов воды и газа определены из условия, при котором разница давлений в подпакерном и надпакерном пространствах не будет выше допустимой величины, при которой цементный камень не разрушается. Допустимый градиент давления (в вертикальном направлении) в цементном кольце согласно данным (Васильев П.С. и др. Технология поинтервального гидравлического разрыва пластов. "Недра", М. 1964, с. 95) можно принять равным [σ] 1МПа/м. Тогда на длине цементного стакана L 10м (между интервалами перфорации) допустимый перепад давления будет составлять [ΔP] = [σ]•L 1•10 10 МПА, принимаем с запасом [ΔP] 8 МПа. Исходя из этого максимальное давление в подпакерном пространстве (при закачке воды с максимальным расходом) должно быть не выше величины
Pвmax = Pгmin + [ΔP],
а максимальное значение давления в надпакерном пространстве (при закачке газа с максимальным расходом) должно быть не выше величины
Pгmax = Pвmin + [ΔP].
Здесь Pr min и Pb min соответственно минимальные значения давлений над и под пакером (соответственно при закачке газа и воды с минимальными расходами).The maximum values of water and gas flow rates are determined from the condition under which the pressure difference in the under-packer and over-packer spaces will not be higher than the permissible value at which the cement stone does not collapse. The permissible pressure gradient (in the vertical direction) in the cement ring according to the data (Vasilyev P.S. et al. Technology of interval hydraulic fracturing. "Nedra", M. 1964, p. 95) can be taken equal to [σ] 1MPa / m. Then, on the length of the cement cup L 10 m (between the perforation intervals), the allowable pressure drop will be [ΔP] = [σ] • L 1 • 10 10 MPA, taken with a margin of [ΔP] of 8 MPa. Based on this, the maximum pressure in the under-packer space (when water is injected with a maximum flow rate) should not be higher than
P in max = P gmin + [ΔP],
and the maximum pressure in the packer space (when injecting gas with a maximum flow rate) should not be higher than
P gmax = P in min + [ΔP].
Here P r min and P b min, respectively, the minimum pressure values above and below the packer (respectively, when injecting gas and water with minimum flow rates).
Значение Pr min равно 30 МПа, а значение Pp min 28 МПа.The value of P r min is equal to 30 MPa, and the value of P p min 28 MPa.
Тогда Pb max 30 + 8 389 МПа,
Pr max 28 + 8 36 МПа,
откуда максимальные значения расходов воды
Qвmax = ηв(Pвmax-Pв.пл),
где Pb пл пластовое давление в зоне, заполненной водой, равное Pb пл 28 МПа.Then P b max 30 + 8 389 MPa,
P r max 28 + 8 36 MPa,
where are the maximum values of water flow
Q in max = η in (P in max -P vpl ),
where P b pl reservoir pressure in the zone filled with water, equal to P b pl 28 MPa.
В результате расход
воды
Qb max 16•(38-28)=160 м3/сут,
газа
Qгmax = ηг(Pгmax-Pг.пл),
где Pr пл пластовое давление в зоне, заполненной газом Pr пл 26 МПа
water
Q b max 16 • (38-28) = 160 m 3 / day,
gas
Q gmax = η g (P gmax -P gpl ),
where P r pl reservoir pressure in the zone filled with gas P r pl 26 MPa
Должен соблюдаться следующий режим нагнетания: при максимальном расходе воды 160 м3/сут расход газа минимальный 50 тыс.м3/сут, при максимальном расходе газа 200 тыс.м3/сут расход воды минимальный 75 м3/сут.The following injection mode must be observed: at a maximum water flow rate of 160 m 3 / day, the gas flow rate is at least 50 thousand m 3 / day, with a maximum gas flow rate of 200 thousand m 3 / day the water flow rate is at least 75 m 3 / day.
Контроль за поддержанием установленных режимов осуществляется расходомерами 10 и 11, манометрами 22 и 23. Monitoring of the maintenance of the established modes is carried out by flow meters 10 and 11, manometers 22 and 23.
Продолжительность работы на одном режиме в начальный период воздействия на залежь равно 15 30 сут для первого года, в последующем увеличивается до 40 60 сут. The duration of work in one mode in the initial period of exposure to the reservoir is 15-30 days for the first year, and subsequently increases to 40-60 days.
Смена режимов должна осуществляться плавно, с постепенным переходом от минимального расхода закачиваемого агента к максимальному. The change of modes should be carried out smoothly, with a gradual transition from the minimum flow rate of the injected agent to the maximum.
В результате циклической закачки воды и газа через нагнетательную скважину при раздельном нагнетании в два различных интервала одной и той же скважины при периодическом изменении темпов закачки таким образом, что при максимальном расходе воды 160 м3/сут. расход газа поддерживают минимальным, равным 50 тыс.м3/сут, а при максимальном расходе газа 200 тыс.м3/сут расход воды поддерживают минимальным, равным 75 м3/сут, в залежи в зоне, охваченной воздействием, происходит изменение положения границы раздела газ вода. Вследствие этого на участках породы, содержащей оставшуюся нефть, будет осуществляться изменение направления движения вытесняющего агента в вертикальной плоскости с заменой одного агента на другой. Вытесненная в результате этого нефть из изолированных низкопроницаемыми перегородками участков пласта проталкивается далее по более проницаемым слоям к добывающим скважинам.As a result of the cyclic injection of water and gas through the injection well during separate injection into two different intervals of the same well with a periodic change in the injection rate in such a way that at a maximum water flow rate of 160 m 3 / day. the gas flow rate is maintained at a minimum of 50 thousand m 3 / day, and with a maximum gas flow rate of 200 thousand m 3 / day, the water flow rate is kept at a minimum of 75 m 3 / day in the deposits in the zone affected by the change in the position of the border section gas water. As a result, in areas of rock containing the remaining oil, the direction of movement of the displacing agent in a vertical plane will be changed with the replacement of one agent with another. Oil displaced as a result of this from sections of the reservoir isolated by low-permeability partitions is pushed further along more permeable layers to production wells.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU4870034 RU2088750C1 (en) | 1990-10-01 | 1990-10-01 | Method of development of oil pool |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU4870034 RU2088750C1 (en) | 1990-10-01 | 1990-10-01 | Method of development of oil pool |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2088750C1 true RU2088750C1 (en) | 1997-08-27 |
Family
ID=21538206
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU4870034 RU2088750C1 (en) | 1990-10-01 | 1990-10-01 | Method of development of oil pool |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2088750C1 (en) |
-
1990
- 1990-10-01 RU SU4870034 patent/RU2088750C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Патент США N 4694904, кл. E 21 B 43/22, 1987. Патент США N 4427067, кл. E 21 B 43/16, 1984. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2107813C1 (en) | Device for treating strata of ground or rock mass | |
| US3028914A (en) | Producing multiple fractures in a cased well | |
| US5964289A (en) | Multiple zone well completion method and apparatus | |
| US2725106A (en) | Oil production | |
| US2693854A (en) | Formation of zones of high permeability in low permeability formations | |
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| RU2342522C1 (en) | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole | |
| US20240263549A1 (en) | Gravity Assisted Reservoir Drainage Systems and Methods | |
| RU2297525C2 (en) | Method for full extraction of productive formations of oil and gas deposits | |
| US3653717A (en) | Artificial lift system | |
| RU2504650C1 (en) | Method of development of flooded oil deposit | |
| RU2616052C1 (en) | Method development of shaly carbonate oil pays | |
| RU2342520C2 (en) | Method of development of hydrocarbon deposits (versions) | |
| RU2323331C1 (en) | Method for stacked oil pool development with the use of simultaneous separate working agent injection | |
| RU2088750C1 (en) | Method of development of oil pool | |
| RU2282024C1 (en) | Method for productive bed development | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2547860C1 (en) | Method of development of oil deposits | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2199004C2 (en) | Method of oil formation development | |
| RU2129208C1 (en) | Method for operation of gusher wells with use of gas-lift phenomenon of associated oil gas | |
| RU2603867C1 (en) | Method for development of inhomogeneous oil deposit | |
| RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping | |
| RU2369724C1 (en) | Method of oil deposit development |