RU2145665C1 - Method of formation waters shutoff in oil wells - Google Patents
Method of formation waters shutoff in oil wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2145665C1 RU2145665C1 RU98107025A RU98107025A RU2145665C1 RU 2145665 C1 RU2145665 C1 RU 2145665C1 RU 98107025 A RU98107025 A RU 98107025A RU 98107025 A RU98107025 A RU 98107025A RU 2145665 C1 RU2145665 C1 RU 2145665C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- saturated
- formation
- horizontal
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Removal Of Floating Material (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к способам изоляции пластовых вод, и может применяться при строительстве и эксплуатации добывающих скважин нефтяных залежей с подошвенной водой. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for isolating formation water, and can be used in the construction and operation of producing wells of oil deposits with bottom water.
Известен способ предупреждения образования конусов подошвенных вод при эксплуатации многоярусных скважин нефтяной залежи с активной подошвенной водой [1, стр. 155] . Недостатком применения этого способа является отсутствие метода проектирования геометрических параметров горизонтальных стволов в нефтенасыщенной и водонасыщенной зонах с учетом значений дебитов нефти, воды, физико-механических свойств жидкостей и горных пород продуктивного пласта и предупреждения перемещения водонефтяного контакта в вертикальной плоскости. There is a method of preventing the formation of bottom water cones during the operation of multi-tiered oil well wells with active bottom water [1, p. 155]. The disadvantage of using this method is the lack of a method for designing the geometric parameters of horizontal shafts in oil-saturated and water-saturated zones, taking into account the flow rates of oil, water, physico-mechanical properties of liquids and rocks of the reservoir and preventing the movement of oil-water contact in the vertical plane.
Из подобных технических решений наиболее близким по технической сущности и достигаемым результатам является способ изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах путем образования в продуктивной и водонасыщенных частях пласта горизонтальных каналов, количество и длина которых определяется с учетом высокой анизотропии пласта [2]. Данный способ эффективен при эксплуатации вертикальных и наклонно направленных скважин с небольшим значением зенитного угла траектории ствола в интервале вскрытия пласта. Одним из условий успешности изоляции пластовых вод при его реализации является необходимость создания непроницаемого экрана в водонасыщенной части и в связи с этим горизонтальные каналы располагают от водонефтяного контакта на некотором расстоянии. Однако, не разработан метод определения указанного параметра, интервала между горизонтальными каналами и их длин с учетом притоков жидкостей с различными физическими свойствами, в частности вязкости. Вследствие указанных недостатков, при одновременной эксплуатации водонасыщенной и нефтенасыщенной частей пласта с применением, например, многоярусной скважины (фиг. 1), затруднено регулирование уровня водонефтяного контакта путем отбора воды (здесь lн, lв - соответственно, длина горизонтальных каналов в нефтенасыщенной и водонасыщенной частях пласта; S - расстояние между каналами; h - расстояние от канала до водонефтяного контакта).Of these technical solutions, the closest in technical essence and the achieved results is a method of isolating formation water in oil wells by forming horizontal channels in the productive and water-saturated parts of the formation, the number and length of which are determined taking into account the high anisotropy of the formation [2]. This method is effective in the operation of vertical and directional wells with a small value of the zenith angle of the borehole path in the interval of opening the formation. One of the conditions for the success of isolation of produced water during its implementation is the need to create an impermeable screen in the water-saturated part, and in this regard, horizontal channels are located at a certain distance from the oil-water contact. However, no method has been developed for determining this parameter, the interval between horizontal channels and their lengths, taking into account the influx of liquids with different physical properties, in particular viscosity. Due to these drawbacks, while simultaneously operating the water-saturated and oil-saturated parts of the formation using, for example, a multi-tiered well (Fig. 1), it is difficult to control the level of water-oil contact by taking water (here l n , l in are, respectively, the length of the horizontal channels in the oil-saturated and water-saturated parts of the reservoir; S is the distance between the channels; h is the distance from the channel to the oil-water contact).
Изобретение направлено на регулирование уровня водонефтяного контакта нефтяных залежей с активной подошвенной водой, разрабатываемых с применением горизонтальных скважин. Изоляция пластовых вод достигается за счет создания горизонтальных каналов (стволов) в водонасыщенной и нефтенасыщенной частях пласта, причем каналы размещают в одной вертикальной плоскости на расстоянии от водонефтяного контакта в зависимости от их длин, диаметров, дебитов добываемой нефти, отбираемой воды и значений вязкости жидкостей. The invention is directed to regulating the level of oil-water contact of oil deposits with active bottom water, developed using horizontal wells. Isolation of produced water is achieved by creating horizontal channels (shafts) in the water-saturated and oil-saturated parts of the formation, and the channels are placed in the same vertical plane at a distance from the oil-water contact, depending on their lengths, diameters, production rates of produced oil, withdrawn water and viscosity values of liquids.
На фиг. 1 представлена схема эксплуатации добывающей скважины с двумя горизонтальными стволами, расположенными в нефтенасыщенной части пласта в одной вертикальной плоскости. На фиг. 2 приведен схематичный разрез продуктивного пласта и водонасыщенной зоны при их совместной эксплуатации в плоскости, перпендикулярной верхнему и нижнему каналам (здесь Rн, Rв - соответственно, радиусы контуров питания в нефтенасыщенной и водонасыщенных частях пласта). Для сохранения естественного уровня водонефтяного контакта и, соответственно, расстояния до горизонтального канала в нефтенасыщенной зоне, при фильтрации нефти и воды к горизонтальным стволам необходимо, чтобы выполнялось следующее условие (в точке A, фиг. 1)
∂p/∂x = 0, (1)
где p - давление в пласте при фильтрации жидкости к горизонтальному стволу.In FIG. 1 is a diagram of the operation of a producing well with two horizontal shafts located in the oil-saturated part of the reservoir in one vertical plane. In FIG. Figure 2 shows a schematic section of a productive formation and a water-saturated zone during their joint operation in a plane perpendicular to the upper and lower channels (here R n , R in are, respectively, the radii of the power circuits in the oil-saturated and water-saturated parts of the formation). To maintain the natural level of water-oil contact and, accordingly, the distance to the horizontal channel in the oil-saturated zone, when filtering oil and water to horizontal shafts, it is necessary that the following condition is met (at point A, Fig. 1)
∂p / ∂x = 0, (1)
where p is the pressure in the reservoir when filtering fluid to a horizontal wellbore.
В работе [3, стр. 23, формула 1.18] приведено выражение для определения величины потерь давления, вызываемых радиальной конвергенцией линий тока жидкости к горизонтальной скважине
ΔP = Pн-Pc = Qμ/2πkl•ln(H/2πrc), (2)
здесь Pн - давление на контуре;
Pс - забойное давление;
Q - дебит горизонтального канала;
μ - вязкость жидкости;
k - проницаемость пласта;
l - длина горизонтального канала;
H - мощность пласта (радиус контура питания);
rс - радиус ствола скважины.In [3, p. 23, formula 1.18], an expression is given for determining the magnitude of pressure losses caused by radial convergence of fluid flow lines to a horizontal well
ΔP = P n -P c = Qμ / 2πkl • ln (H / 2πr c ), (2)
here P n - pressure on the circuit;
P with - bottomhole pressure;
Q is the flow rate of the horizontal channel;
μ is the viscosity of the liquid;
k is the permeability of the reservoir;
l is the length of the horizontal channel;
H is the thickness of the reservoir (radius of the power circuit);
r with - the radius of the wellbore.
Согласно схемы (фиг. 2) значение радиуса контура питания нефтенасыщенной зоны определяется следующим образом
а величина радиуса контура питания в водонасыщенной части
Тогда, с учетом выражений (2), (3) и (4) потери напора в точке A (фиг. 2) при фильтрации нефти (принимаем Hн = Rн)
а потери напора при фильтрации воды (принимаем Hв = Rв)
здесь Pсн, Pсв - соответственно, давления в горизонтальных каналах нефте- и водонасыщенных зон;
Qн, Qв - соответственно, дебиты нефти и воды;
μн, μв - соответственно, вязкость нефти и воды;
kн, kв - соответственно, проницаемость нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта;
lн, lв - соответственно, длины горизонтальных каналов в нефте- и водонасыщенных зонах;
rсн, rсв - соответственно, значения радиусов горизонтальных каналов в нефтенасыщенной и водонасыщенной частях пласта.According to the scheme (Fig. 2), the value of the radius of the power circuit of the oil-saturated zone is determined as follows
and the value of the radius of the power circuit in the water-saturated part
Then, taking into account expressions (2), (3) and (4), the pressure loss at point A (Fig. 2) during oil filtration (we take H n = R n )
and the pressure loss during water filtration (we take H in = R in )
here P sn , P St - respectively, the pressure in the horizontal channels of oil and water saturated zones;
Q n , Q in - respectively, the flow rates of oil and water;
μ n , μ in - respectively, the viscosity of oil and water;
k n , k in - respectively, the permeability of the oil-saturated and water-saturated parts of the reservoir;
l n , l in - respectively, the length of the horizontal channels in oil and water saturated zones;
r sn , r St - respectively, the values of the radii of the horizontal channels in the oil-saturated and water-saturated parts of the reservoir.
При совместной работе двух стволов давление в точке A определяется следующим образом
P=Pн-Pв, (7)
и поэтому, с учетом условия (1) и формул (5) и (6) получим (при условии, что rсн = rсв)
∂p/∂x = Qвμв/2πkвlв(S-x)-Qнμн/2πkнlнx = 0 (8)
Пусть kн = kв, а так как горизонтальные каналы расположены в одной вертикальной плоскости, то принимаем, что x = h (фиг. 1, 2). Тогда, преобразуя выражение (8), получим выражение для определения расстояния от горизонтального канала в нефтенасыщенной части пласта до водонефтяного контакта
h = SQвμв/(Qвμв+lвQнμн/lн) (9)
Таким образом, возможно оптимизировать расположение горизонтальных стволов многоярусной добывающей скважины при одновременной эксплуатации водонасыщенной и нефтенасыщенной частей пласта с учетом проектной длины горизонтальных участков, значений вязкости жидкостей и дебитов, определяемых с помощью известных формул, приведенных в работе [3].When two barrels work together, the pressure at point A is determined as follows
P = P n -P in , (7)
and therefore, subject to condition (1) and formulas (5) and (6), we obtain (provided that r cn = r cv )
∂p / ∂x = Q in μ in / 2πk in l in (Sx) -Q n μ n / 2πk n l n x = 0 (8)
Let k n = k in , and since the horizontal channels are located in the same vertical plane, we assume that x = h (Fig. 1, 2). Then, transforming expression (8), we obtain an expression for determining the distance from the horizontal channel in the oil-saturated part of the reservoir to the oil-water contact
h = SQ in μ in / (Q in μ in + l in Q n μ n / l n ) (9)
Thus, it is possible to optimize the location of the horizontal shafts of a multi-tiered production well while operating the water-saturated and oil-saturated parts of the reservoir, taking into account the design length of the horizontal sections, the values of the viscosity of the fluids and flow rates, determined using well-known formulas given in [3].
Для расчета дебита воды преобразуем полученное выражение (9) к следующему виду
Qв = Qнμнlв(S-h)/μвlнh, (10)
из которого следует, что для предотвращения прорыва пластовой воды в виде призматического гребня к горизонтальному стволу в нефтенасыщенной части и уменьшения количества отбираемой воды необходимо выполнять соотношение
(μнlвS)/(μвlн+μнlв) < h < S (11)
Для расчета по формуле (10) примем следующие исходные данные: Qн = 10 м3/сут; lн = lв = 100 м; μн = 5 Па•с; μв = 1 Па•с; S = 16 м и с учетом соотношения (11) определяем значение h = 14 м. В результате получаем значение Q = 7,1 м3/сут. Если без учета зависимости (11) принять h = 12 м, остальные данные прежними, то получим существенное повышение дебита отбираемой воды до значения Qв = 16,6 м3/сут.To calculate the water flow rate, we transform the resulting expression (9) to the following form
Q in = Q n μ n l in (Sh) / μ in l n h, (10)
from which it follows that in order to prevent breakthrough of produced water in the form of a prismatic ridge to the horizontal wellbore in the oil-saturated part and to reduce the amount of withdrawn water, the ratio
(μ n l in S) / (μ in l n + μ n l in ) <h <S (11)
For the calculation according to the formula (10), we accept the following initial data: Q n = 10 m 3 / day; l n = l in = 100 m; μ n = 5 Pa • s; μ in = 1 Pa • s; S = 16 m and taking into account relation (11) we determine the value h = 14 m. As a result, we obtain the value Q = 7.1 m 3 / day. If, without dependence (11) taken, h = 12 m, the rest of the data are the same, then we obtain a significant increase in the flow rate of the withdrawn water to a value of Q at = 16.6 m 3 / day.
Использование предлагаемого способа изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах с боковыми горизонтальными стволами обеспечивает улучшение технико-экономических показателей нефтедобычи и длительную эксплуатацию многоярусных скважин в нормальном технологическом режиме за счет уменьшения дебита отбираемой воды, замедления темпа падения давления в залежи и регулирования уровня водонефтяного контакта без создания в нефтенасыщенной части пласта искусственного водонепроницаемого экрана. Using the proposed method for isolating produced water in oil wells with horizontal lateral shafts provides improved technical and economic indicators of oil production and long-term operation of multilevel wells in normal technological mode by reducing the flow rate of withdrawn water, slowing the rate of pressure drop in the reservoir and regulating the level of oil-water contact without creating oil-saturated part of the reservoir artificial waterproof screen.
Источники информации
1. Бурение наклонных и горизонтальных скважин / А.Г. Калинин, Б.А. Никитин, К.М. Солодкий, Б.З. Султанов. - М.: Недра, 1997 г.Sources of information
1. Drilling of deviated and horizontal wells / A.G. Kalinin, B.A. Nikitin, K.M. Solodky, B.Z. Sultanov. - M .: Nedra, 1997.
2. А.С. СССР 1694876, кл. E 21 B 43/32, опубл. Бюл.N 44, 1991 г. 2. A.S. USSR 1694876, class E 21 B 43/32, publ. Bul.N 44, 1991
3. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты / З.С. Алиев, В.В. Шеремет. - М.: Недра, 1995 г. 3. Determination of the productivity of horizontal wells that have discovered gas and oil-gas reservoirs / Z. S. Aliev, V.V. Sheremet. - M .: Nedra, 1995
Claims (1)
(μнLвS)/(μвLн+μнLв) < h < S,
где h - расстояние от горизонтального канала в нефтенасыщенной части пласта до водонефтяного контакта, м;
S - расстояние между горизонтальными каналами в нефтенасыщенной и водонасыщенной частях пласта, м; μн, μв - соответственно значения вязкости нефти и воды, МПа•с;
Lн, Lв - соответственно длина горизонтальных каналов в нефтенасыщенной и водонасыщенной частях пласта, м.A method of isolating formation water in oil wells, including the formation of horizontal channels in the oil-saturated and water-saturated parts of the formation with high anisotropy and water extraction, characterized in that the horizontal channel in the oil-saturated part of the formation without creating an artificial waterproof screen is placed in the same vertical plane with a horizontal channel in the water-saturated parts at a distance from the oil-water contact, determined in accordance with the following expression:
(μ n in L S) / (μ a + μ n L n L in) <h <S,
where h is the distance from the horizontal channel in the oil-saturated part of the reservoir to the oil-water contact, m;
S is the distance between the horizontal channels in the oil-saturated and water-saturated parts of the reservoir, m; μ n , μ in - respectively, the viscosity of oil and water, MPa • s;
L n , L in - respectively, the length of the horizontal channels in the oil-saturated and water-saturated parts of the reservoir, m
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98107025A RU2145665C1 (en) | 1998-04-10 | 1998-04-10 | Method of formation waters shutoff in oil wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98107025A RU2145665C1 (en) | 1998-04-10 | 1998-04-10 | Method of formation waters shutoff in oil wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU98107025A RU98107025A (en) | 2000-02-10 |
| RU2145665C1 true RU2145665C1 (en) | 2000-02-20 |
Family
ID=20204769
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98107025A RU2145665C1 (en) | 1998-04-10 | 1998-04-10 | Method of formation waters shutoff in oil wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2145665C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2592920C1 (en) * | 2015-10-05 | 2016-07-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing oil deposit development, with underlying water |
| RU2597220C1 (en) * | 2015-09-21 | 2016-09-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells |
-
1998
- 1998-04-10 RU RU98107025A patent/RU2145665C1/en active
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2597220C1 (en) * | 2015-09-21 | 2016-09-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells |
| RU2592920C1 (en) * | 2015-10-05 | 2016-07-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing oil deposit development, with underlying water |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2228416A1 (en) | Enhanced lift method and apparatus for the production of hydrocarbons | |
| RU2433250C1 (en) | Method of oil development by using periodic operation of producer wells with operation portions varying with oil well fluid density variation | |
| RU2539486C1 (en) | Method for oil development with horizontal wells | |
| RU2145665C1 (en) | Method of formation waters shutoff in oil wells | |
| RU2453689C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
| RU2170340C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2079639C1 (en) | Method of development of oil-gas-condensate deposits | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2107154C1 (en) | Method for development of water-floating gas or gas-condensate deposits | |
| RU2595105C1 (en) | Method for development of deposit complicated by vertical interruptions | |
| RU2105870C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2208137C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| EP2022935A1 (en) | Drainage method for multilayer reservoirs | |
| RU2151860C1 (en) | Method for development of oil pool with bottom water | |
| RU2120543C1 (en) | Method for development of oil field at final stage with the help of forced withdrawal | |
| RU2278955C1 (en) | Method for deep-earth hydrocarbon fluid inflow intensification | |
| RU2153575C1 (en) | Method of developing floating oil pool | |
| RU2732742C1 (en) | Development method of water-oil reservoir | |
| RU2148154C1 (en) | Method of narrow oil fringes development | |
| RU2134773C1 (en) | Method of gas recovery from water-bearing bed | |
| RU2344276C1 (en) | Method for development of oil pools with common hydrodynamic basin | |
| RU2136858C1 (en) | Method for development of water-floating oil deposit | |
| RU2105871C1 (en) | Method for development of oil deposit |