RU2175377C2 - Method of oil recovery at late stages of oil deposit development and device its embodiment - Google Patents
Method of oil recovery at late stages of oil deposit development and device its embodiment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2175377C2 RU2175377C2 RU98114402A RU98114402A RU2175377C2 RU 2175377 C2 RU2175377 C2 RU 2175377C2 RU 98114402 A RU98114402 A RU 98114402A RU 98114402 A RU98114402 A RU 98114402A RU 2175377 C2 RU2175377 C2 RU 2175377C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- plunger
- water
- formation
- zone
- Prior art date
Links
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 43
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 27
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 14
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 241000252254 Catostomidae Species 0.000 abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности при эксплуатации нефтяных месторождений. The invention relates to the oil industry in the operation of oil fields.
Известен способ разработки залежи с трещиновато-пористыми коллекторами, Для снижения темпа роста обводненности в целом по залежи предложено осуществлять циклы подъема и снижения пластового давления в пределах 0,7- 0,95 от начального и, периодически измеряя обводненность, устанавливать наиболее оптимальный режим эксплуатации в целом по залежи и для отдельных скважин. There is a method of developing a reservoir with fractured porous reservoirs. To reduce the rate of water cut growth in the reservoir as a whole, it is proposed to carry out cycles of raising and lowering the reservoir pressure within 0.7-0.95 from the initial one and, periodically measuring the water cut, establish the most optimal operating mode in as a whole for deposits and for individual wells.
Способ разработки нефтяной залежи по а. с. 1719621SU, E 21 B 43/20, 02.08.90, 15.03.92 предполагает постоянное отслеживание геофизическими методами положения водонефтяного контакта по скважинам и своевременную изоляцию водопритоков с последующей перфорацией скважин выше созданного экрана. A method of developing an oil reservoir according to a. from. 1719621SU, E 21 B 43/20, 02.08.90, 15.03.92 involves constant monitoring by geophysical methods of the position of the oil-water contact in the wells and timely isolation of water inflows with subsequent perforation of the wells above the created screen.
Известный способ предполагает оптимизацию режимов работы добывающих и нагнетательных скважин с учетом разработки всего месторождения, что не учитывает характерных особенностей каждой добывающей скважины и способно значительно снизить конечную нефтеотдачу пласта и удлинить сроки разработки. Кроме того, для нефтяных месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки, характерна значительная обводненность скважин, причиной которой могут являться прорыв пластовой воды через отдельные зоны пласта, подтягивание к перфорационным отверстиям добывающей скважины водяного конуса, перетоки из-за некачественного цементирования обсадной колонны и т.д. The known method involves optimizing the operating modes of production and injection wells, taking into account the development of the entire field, which does not take into account the characteristic features of each production well and can significantly reduce the final oil recovery and extend the development time. In addition, oil fields that are in the late stages of development are characterized by significant water cut in the wells, which may be caused by breakthrough of reservoir water through separate zones of the reservoir, pulling a water cone to the perforation holes of the production well, overflow due to poor cementing of the casing string, etc. d.
Известен способ доразработки водонефтяных зон, при котором предлагается в процессе эксплуатации в нагнетательной и добывающей скважине вскрывать перфорацией нефтенасыщенную и водонасыщенную части пласта. [Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений. - Уфа, БКИ, 1987, с. 75-76 - прототип] . При этом нефть практически полностью вымывается по всей толщине пласта без образования водяного конуса, но это неэффективно, поскольку приходится выкачивать на поверхность большой объем воды. There is a method of further development of oil-water zones, in which it is proposed to open the oil-saturated and water-saturated parts of the formation during perforation during operation in the injection and production wells. [Lozin E.V. The effectiveness of additional development of oil fields. - Ufa, BKI, 1987, p. 75-76 - prototype]. At the same time, oil is almost completely washed out over the entire thickness of the formation without the formation of a water cone, but this is inefficient, since a large volume of water has to be pumped to the surface.
Все известные способы добычи нефти на поздних стадиях разработки при наличии водонефтяного контакта основаны на изменениях режима разработки месторождения и не требовали создания специальных устройств. За прототип предлагаемого устройства взята стандартная установка для одновременной раздельной добычи нефти штанговыми скважинными насосами [Справочник по нефтепромысловому оборудованию. Под ред. Е.И.Букаленко. - М.: Недра, 1983 - с. 67 - 69, рис. 29а]. All known methods of oil production in the late stages of development in the presence of water-oil contact are based on changes in the development mode of the field and did not require the creation of special devices. For the prototype of the proposed device, a standard installation was taken for simultaneous separate oil production by sucker rod pumps [Reference for oilfield equipment. Ed. E.I. Bukalenko. - M .: Nedra, 1983 - p. 67 - 69, Fig. 29a].
Установка состоит из двух насосов, работающих синхронно, в насосно-компрессорных трубах (НКТ). Верхний насос содержит подвижный цилиндр, соединенный с колонной насосных штанг и содержащий нагнетательный клапан и неподвижный плунжер с всасывающим клапаном. Нижний насос содержит неподвижный цилиндр с всасывающим клапаном и подвижный плунжер с нагнетательным клапаном, соединенный с колонной нагнетательных штанг. Пласты разобщаются пакером. Установка дает возможность одновременно откачивать скважинную жидкость из двух пластов и подавать ее на поверхность, но не позволяет организовать движение жидкости в двух направлениях, что необходимо для выполнения предлагаемого способа. The installation consists of two pumps operating synchronously in tubing (tubing). The upper pump contains a movable cylinder connected to the string of pump rods and containing a discharge valve and a stationary plunger with a suction valve. The lower pump contains a stationary cylinder with a suction valve and a movable plunger with a discharge valve connected to the column of discharge rods. The layers are separated by a packer. The installation makes it possible to simultaneously pump down the wellbore fluid from two layers and feed it to the surface, but it does not allow to organize the fluid movement in two directions, which is necessary to perform the proposed method.
Предлагаемое техническое решение позволяет уменьшить проникновение пластовой воды к перфорационным отверстиям в зоне нефтенасыщенного пласта и, следовательно, предотвратить прорыв воды в фильтр добывающей скважины, что позволит с небольшими затратами повысить нефтеотдачу пласта, сократить объем попутно добываемой воды. The proposed technical solution allows to reduce the penetration of formation water to the perforations in the area of the oil-saturated formation and, therefore, to prevent breakthrough of water into the filter of the producing well, which will allow to increase the oil recovery of the formation at a low cost and reduce the amount of produced water.
Способ добычи нефти на поздних стадиях разработки заключается в перфорации обсадной колонны в нефтенасыщенной и водной зонах пласта и добыче нефти путем ее откачивания. После перфорации в водной зоне пласта устанавливают пакер в обсадной колонне на уровень водонефтяного контакта пласта, а в процессе добычи нефти закачивают в водную зону пласта часть скважинной жидкости из нефтенасыщенной зоны пласта. A method of oil production in the late stages of development is to perforate the casing in the oil and water zones of the formation and to extract oil by pumping it. After perforation in the water zone of the formation, a packer in the casing is installed at the level of the oil-water contact of the formation, and in the process of oil production, part of the well fluid from the oil-saturated zone of the formation is pumped into the water zone of the formation.
Устройство для выполнения способа содержит связанный с насосно-компрессорными трубами (НКТ) корпус и пакер. Внутри корпуса размещены два плунжера с всасывающими и нагнетательными клапанами. Первый плунжер с нагнетательным клапаном соединен с колонной насосных штанг, в нижней части устройства расположен неподвижный нагнетательный клапан. Между ними расположен подпружиненный со стороны неподвижного клапана второй плунжер с всасывающими клапанами в верхней и нижней части плунжера. В средней части второго плунжера выполнены проточка по диаметру длиной не меньше хода второго плунжера и отверстия в районе проточки для прохода скважинной жидкости. Выше второго плунжера расположен ограничитель его хода. A device for performing the method comprises a housing and a packer connected to tubing (tubing). Inside the housing there are two plungers with suction and discharge valves. The first plunger with a discharge valve is connected to the column of sucker rods, a stationary discharge valve is located at the bottom of the device. Between them there is a second plunger spring-loaded on the fixed valve side with suction valves in the upper and lower parts of the plunger. In the middle part of the second plunger, a groove is made in diameter not less than the stroke of the second plunger and a hole in the area of the groove for the passage of the borehole fluid. Above the second plunger is a limiter of its stroke.
На чертеже изображено устройство для добычи нефти на поздних стадиях разработки. Устройство содержит корпус 1, первый плунжер 2, второй плунжер 3, нагнетательные клапаны 4 и 5, пружину 6, ограничитель хода 7, всасывающие клапаны 8 и 9, радиальные отверстия 10, отверстия для прохода скважинной жидкости 11. Кроме того, на чертеже обозначены колонна насосных штанг 12, НКТ 13, пакер 14, обсадная колонна 15, перфорационные отверстия 16 и 17 соответственно в нефтенасыщенной и водной зонах пласта. The drawing shows a device for oil production in the late stages of development. The device comprises a housing 1, a first plunger 2, a second plunger 3, pressure valves 4 and 5, a spring 6, a travel stop 7, suction valves 8 and 9, radial holes 10, holes for the passage of well fluid 11. In addition, the column shows sucker rods 12, tubing 13, packer 14, casing 15, perforations 16 and 17, respectively, in the oil and water zones of the formation.
Корпус 1 устройства является частью НКТ 13, он может либо вворачиваться, как изображено на чертеже, либо располагаться внутри НКТ без зазора. Внутри корпуса 1 расположены два подвижных плунжера 2 и 3. Первый плунжер 2 при работе соединяется с колонной насосных штанг 12, в поршневой его части расположен нагнетательный клапан 4. Второй подвижный плунжер 3 расположен по корпусу 1 ниже плунжера 2, передвижение его ограничено со стороны плунжера 2 ограничителем хода 7, например вставной втулкой, а с другой стороны пружиной 6. С торцовых поверхностей плунжера 3 расположены всасывающие клапаны 8 и 9, в средней его части выполнены проточка по диаметру длиной не меньше хода плунжера 3 и радиальные отверстия 10 для прохода скважинной жидкости. Ниже пружины 6 расположен неподвижный нагнетательный клапан 5, на который опирается пружина 6. В корпусе выполнены отверстия 11 в районе проточки плунжера 3 для прохода скважинной жидкости. Пакер 14 установлен на НКТ 13. Необходимо пояснить, что термин "нагнетательный клапан" применен для случая, когда клапан закрыт при пониженном давлении снаружи, а "всасывающий клапан" закрыт при повышенном давлении. The housing 1 of the device is part of the tubing 13, it can either be screwed in, as shown in the drawing, or located inside the tubing without a gap. Two movable plungers 2 and 3 are located inside the housing 1. During operation, the first plunger 2 is connected to the pump rod string 12, the discharge valve 4 is located in its piston part. The second movable plunger 3 is located along the housing 1 below the plunger 2, its movement is limited from the plunger side 2 by a stroke limiter 7, for example, an insert sleeve, and on the other hand by a spring 6. Suction valves 8 and 9 are located on the end surfaces of the plunger 3, a groove is made in its middle part with a diameter not less than the stroke of the plunger 3 and radial holes 10 for the passage of well fluid. Below the spring 6 is a stationary discharge valve 5, on which the spring 6 is supported. The holes 11 are made in the housing in the area of the groove of the plunger 3 for the passage of the borehole fluid. Packer 14 is installed on tubing 13. It must be clarified that the term “discharge valve” is used when the valve is closed at reduced pressure from the outside and the “suction valve” is closed at increased pressure.
При увеличении обводненности скважин перфорируют обсадную колонну 15 в районе водной зоны пласта и на НКТ 13 спускают в скважину пакер 14, устанавливаемый на уровень водонефтяного контакта (ВНК), для разобщения внутренней части обсадной колонны и корпус 1 устройства для добычи нефти на поздних стадиях разработки, представляющего из себя модернизированный штанговый насос, позволяющий организовать встречные перетоки скважинной жидкости. В процессе добычи нефти закачивают в водную зону пласта - часть скважинной жидкости (10 - 50%) из нефтенасыщенной зоны пласта. Объем закачиваемой жидкости определяется равенством или небольшим превышением давления закачки над пластовым давлением таким образом, чтобы вблизи скважины в районе перфорированного участка водной зоны образовалась зона, насыщенная нефтью или водонефтяной эмульсией, характеризуемая повышенной вязкостью. Следовательно, возникает зона повышенного сопротивления для движения воды, образуя своего рода антипод водного конуса нефтяной конус в водной зоне пласта. При этом сопротивление движению воды будет определяться вязкостью эмульсии нефть+вода на границе раздела. Процесс саморегулируется. Сопротивление закачиваемой в пласт и извлекаемой жидкости определяется гидродинамическими параметрами скважины и пласта, например, мощностью и проницаемостью пласта, вязкостью водонефтяной эмульсии и т.д. Постепенно, по мере снижения обводненности, будет происходить закачка в водный пласт скважинной жидкости с повышенным содержанием нефти и тем самым постоянно поддерживаться экранирующая оторочка. With an increase in water cut in the wells, the casing 15 is perforated in the area of the water zone of the formation and on the tubing 13 the packer 14, installed at the level of the water-oil contact (WOC), is lowered into the well to separate the inside of the casing and the housing 1 of the device for oil production in the late stages of development, which is a modernized sucker-rod pump that allows you to organize oncoming flows of well fluid. In the process of oil production, they are pumped into the water zone of the formation - part of the well fluid (10-50%) from the oil-saturated zone of the formation. The volume of injected fluid is determined by the equality or a slight excess of the injection pressure above the reservoir pressure so that near the well in the area of the perforated section of the water zone an area saturated with oil or water-oil emulsion is formed, characterized by increased viscosity. Consequently, a zone of increased resistance arises for the movement of water, forming a kind of antipode of the water cone, an oil cone in the water zone of the formation. In this case, the resistance to water movement will be determined by the viscosity of the oil + water emulsion at the interface. The process is self-regulating. The resistance of the fluid injected into the reservoir and the recoverable fluid is determined by the hydrodynamic parameters of the well and the reservoir, for example, the thickness and permeability of the reservoir, the viscosity of the oil-water emulsion, etc. Gradually, as water cut decreases, borehole fluid with a high oil content will be injected into the water reservoir and thereby the screen rim will be constantly maintained.
Корпус 1 устройства либо заменяет собой часть колонны НКТ 13, либо его вставляют в колонну НКТ. Плунжер 2 соединяют с колонной насосных штанг 12. Корпус 1 устройства и пакер 14 опускают вместе с колонной НКТ 13 и устанавливают таким образом, чтобы пакер 14 перекрыл обсадную колонну 15 на уровне ВНК, а корпус 1 располагают выше пакера 14. При ходе вверх колонны насосных штанг 12 и соответственно плунжера 2 за счет создаваемого разряжения клапаны 4 и 5 закрыты, клапаны 8 и 9 открыты, второй плунжер 3 под действием пружины 6 и перепада давления перемещается от нижней до верхней "мертвой" точки. Скважинная жидкость из нефтенасыщенной зоны пласта через отверстия 16, 11 и 10, клапаны 8 и 9 попадает в полости под плунжером 2 и над неподвижным клапаном 5. The housing 1 of the device either replaces a part of the tubing string 13, or it is inserted into the tubing string. The plunger 2 is connected to the string of pump rods 12. The housing 1 of the device and the packer 14 are lowered together with the string of tubing 13 and installed so that the packer 14 overlaps the casing 15 at the level of the oil and gas complex, and the housing 1 is placed above the packer 14. When the pump strings are upward the rods 12 and, accordingly, the plunger 2 due to the created vacuum valves 4 and 5 are closed, the valves 8 and 9 are open, the second plunger 3 under the action of the spring 6 and the differential pressure moves from the bottom to the top dead center. Borehole fluid from the oil-saturated zone of the formation through the holes 16, 11 and 10, valves 8 and 9 enters the cavity under the plunger 2 and above the stationary valve 5.
При ходе плунжера 2 вниз клапаны 4 и 5 открываются, клапаны 8 и 9 закрываются, а плунжер 3 перемещается под действием возросшего давления к нижней "мертвой" точке, сжимая пружину 6. При этом происходит вытеснение скважинной жидкости через клапан 4 в верхнюю часть плунжера 2 и далее по НКТ 13 на поверхность. Другая часть скважинной жидкости перетекает из нижней полости через клапан 5 под действием плунжера 3 в нижнюю часть колонны НКТ 13 и через перфорационные отверстия 17 в водную зону пласта. Объем скважинной жидкости, закачиваемой в водную часть пласта при каждом цикле перемещений плунжера 2, можно регулировать, перемещая ограничитель хода 7 или неподвижный клапан 5 в процессе сбора устройства. When plunger 2 moves downward, valves 4 and 5 open, valves 8 and 9 close, and plunger 3 moves under the action of increased pressure to the bottom dead center, compressing spring 6. In this case, the well fluid is displaced through valve 4 to the upper part of plunger 2 and further along the tubing 13 to the surface. Another part of the borehole fluid flows from the lower cavity through the valve 5 under the action of the plunger 3 into the lower part of the tubing string 13 and through the perforation holes 17 into the water zone of the formation. The volume of the borehole fluid pumped into the water part of the reservoir during each cycle of movements of the plunger 2 can be adjusted by moving the stroke limiter 7 or the stationary valve 5 during the collection process.
Через перфорационные отверстия 16 в НКТ 13 поступает скважинная жидкость, состоящая из нефти и воды и образующая водонефтяную эмульсию, часть которой поступает на поверхность, а другая в водную зону пласта через отверстия 17. В районе перфорационных отверстий 17 образуется коническая оторочка из водонефтяной эмульсии, которая будет служить экраном для проникновения подошвенной воды к перфорационным отверстиям в водонасыщенной зоне и уменьшать обводненность скважины, увеличив тем самым коэффициент конечной нефтеотдачи. A well fluid consisting of oil and water and forming a water-oil emulsion enters through the perforations 16 into the tubing 13, part of which enters the surface and the other into the water zone of the formation through openings 17. In the area of the perforations 17, a conical rim of the oil-water emulsion is formed, which will serve as a screen for the penetration of bottom water to the perforations in the water-saturated zone and will reduce the water cut of the well, thereby increasing the final oil recovery coefficient.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98114402A RU2175377C2 (en) | 1998-07-21 | 1998-07-21 | Method of oil recovery at late stages of oil deposit development and device its embodiment |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98114402A RU2175377C2 (en) | 1998-07-21 | 1998-07-21 | Method of oil recovery at late stages of oil deposit development and device its embodiment |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU98114402A RU98114402A (en) | 2000-04-20 |
| RU2175377C2 true RU2175377C2 (en) | 2001-10-27 |
Family
ID=20208957
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98114402A RU2175377C2 (en) | 1998-07-21 | 1998-07-21 | Method of oil recovery at late stages of oil deposit development and device its embodiment |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2175377C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2730163C1 (en) * | 2020-06-09 | 2020-08-19 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for operation of oil well with bottom water |
-
1998
- 1998-07-21 RU RU98114402A patent/RU2175377C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЛОЗИН Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений. - Уфа, БКИ, 1987, с.75-76. БУКАЛЕНКО Е.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. - М.: Недра, 1983, с.67-69. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2730163C1 (en) * | 2020-06-09 | 2020-08-19 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for operation of oil well with bottom water |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5497832A (en) | Dual action pumping system | |
| US5377756A (en) | Method for producing low permeability reservoirs using a single well | |
| US8006756B2 (en) | Gas assisted downhole pump | |
| US6196312B1 (en) | Dual pump gravity separation system | |
| US5862863A (en) | Dual completion method for oil/gas wells to minimize water coning | |
| US7621339B2 (en) | Downhole production and injection pump system | |
| US20060076143A1 (en) | Oil anchor | |
| RU2297521C1 (en) | Device for simultaneous separate extraction of well product and for forcing water into formation | |
| US3357492A (en) | Well completion apparatus | |
| RU2175377C2 (en) | Method of oil recovery at late stages of oil deposit development and device its embodiment | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| Ghauri | Results of Well Stimulation by Hydraulic Fracturing and High Rate Oil Backflush | |
| RU2285789C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2769027C1 (en) | Method for intensifying the production of reservoir products with bottom water (options) | |
| RU2724715C1 (en) | Operating method of water-flooded oil formation | |
| US20220298900A1 (en) | Gravity Assisted Reservoir Drainage Systems and Methods | |
| RU2279539C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2738615C1 (en) | Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string | |
| RU2780980C1 (en) | Method for developing an oil deposit of a mature field | |
| RU2730163C1 (en) | Method for operation of oil well with bottom water | |
| RU106677U1 (en) | BODY PUMPING PLANT FOR OIL PRODUCTION AND WATER INJECTION | |
| RU2247228C2 (en) | Method for extraction of hydrocarbon deposit with sole water and extraction of hydrocarbon by sucker-rod compressor pump with separated intake of hydrocarbon and water | |
| RU98114402A (en) | METHOD FOR OIL PRODUCTION AT THE LATER STAGES OF DEVELOPMENT AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| RU2601707C1 (en) | Method of development of oil and gas condensate deposit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110722 |