RU2236568C1 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2236568C1 RU2236568C1 RU2003131355/03A RU2003131355A RU2236568C1 RU 2236568 C1 RU2236568 C1 RU 2236568C1 RU 2003131355/03 A RU2003131355/03 A RU 2003131355/03A RU 2003131355 A RU2003131355 A RU 2003131355A RU 2236568 C1 RU2236568 C1 RU 2236568C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- reservoir
- injection
- pumping
- working agent
- Prior art date
Links
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает упрощение закачки воды в нагнетательную скважину. Сущность изобретения: способ включает подачу воды по трубопроводу через устьевую запорную арматуру на прием отдельного насоса, закачку воды в нагнетательную скважину по насосно-компрессорным трубам отдельным насосом с обеспечением необходимого для нагнетания давления и отбор нефти через добывающие скважины. Согласно изобретению первоначально разработку ведут с закачкой рабочего агента в циклическом режиме от кустовой насосной станции до выявления участков с низкими пластовыми давлениями. На участке залежи со сниженным пластовым давлением размещают отдельный насос на дневной поверхности на устье нагнетательной скважины. Производительность отдельного насоса подбирают достаточной для обеспечения максимальной приемистости скважины. Закачивают рабочий агент отдельным насосом в индивидуальном режиме через нагнетательную скважину до восстановления пластового давления и наращивания дебитов по всем окружающим добывающим скважинам. Останавливают добывающие скважины поочередно от первой отреагировавшей до последней отреагировавшей на работу отдельного насоса. Выключают отдельный насос и восстанавливают закачку рабочего агента в циклическом режиме от кустовой насосной станции.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи.
Известен способ разработки нефтяной залежи, в котором поддерживают пластовое давление путем закачки в пласт вытесняющего агента. Определяют на участке залежи отбор нефти, объем закачиваемого вытесняющего агента, время наблюдения за процессом. Определяют эффективность процесса поддержания пластового давления и степень его воздействия на залежь. Изменяют технологию поддержания пластового давления (Патент РФ №2142557, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 1999.12.10).
Недостатком известного способа является трудность поддержания пластового давления на всех участках литологически неоднородной залежи при централизованной закачке рабочего агента.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ закачки воды в нагнетательную скважину, включающий подачу воды по трубопроводу через устьевую запорную арматуру на прием насоса, при этом закачку воды в пласт осуществляют, обеспечивая необходимое для нагнетания давление, через обратный клапан по насосно-компрессорным трубам, а для защиты эксплутационной колонны от перепадов давления используют пакер, установленный выше кровли пласта. Насосная установка для осуществления способа состоит из насосно-компрессорных труб, устьевой запорной арматуры, патрубка, погружного электродвигателя, расположенного в верхней части насосной установки, и секционного насоса, количество секций которого взаимосвязано с давлением нагнетания, а в нижней части установки размещен компенсатор вертикальных нагрузок для снятия линейных перемещений насосно-компрессорных труб (Патент РФ №2132455, кл. Е 21 В 43/00, опубл. 1999.06.27 - прототип).
Известный способ обеспечивает повышение эффективности разработки выравниванием фронта вытеснения и вовлечение в разработку слабопроницаемых коллекторов на отдельном участке литологически неоднородной залежи.
Однако способ трудноосуществим вследствие размещения насоса в нагнетательной скважине. Переналадка режимов работы насоса или переход на закачку воды от водовода возможны только после извлечения насоса из скважины.
В изобретении решается задача упрощения закачки воды в нагнетательную скважину.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем подачу воды по трубопроводу через устьевую запорную арматуру на прием отдельного насоса, закачку воды в нагнетательную скважину по насосно-компрессорным трубам отдельным насосом с обеспечением необходимого для нагнетания давления и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению первоначально разработку ведут с закачкой рабочего агента в циклическом режиме от кустовой насосной станции до выявления участков с низкими пластовыми давлениями, на участке залежи со сниженным пластовым давлением размещают отдельный насос на дневной поверхности на устье нагнетательной скважины, производительность отдельного насоса подбирают достаточной для обеспечения максимальной приемистости скважины, закачивают рабочий агент отдельным насосом в постоянном режиме через нагнетательную скважину до восстановления пластового давления до первоначального для данной залежи и наращивания дебитов по всем окружающим добывающим скважинам, останавливают добывающие скважины поочередно от первой отреагировавшей до последней отреагировавшей на работу отдельного насоса, выключают отдельный насос и восстанавливают закачку рабочего агента в циклическом режиме от кустовой насосной станции.
Признаками изобретения являются:
1) подача воды по трубопроводу через устьевую запорную арматуру на прием отдельного насоса;
2) закачка воды в нагнетательную скважину по насосно-компрессорным трубам отдельным насосом с обеспечением необходимого для нагнетания давления;
3) отбор нефти через добывающие скважины;
4) первоначальная разработка с закачкой рабочего агента в циклическом режиме от кустовой насосной станции до выявления участков с низкими пластовыми давлениями;
5) на участке залежи со сниженным пластовым давлением размещение отдельного насоса на дневной поверхности на устье нагнетательной скважины;
6) подбор производительности отдельного насоса достаточной для обеспечения максимальной приемистости скважины;
7) закачка рабочего агента отдельным насосом в постоянном режиме через нагнетательную скважину до восстановления пластового давления до первоначального для данной залежи и наращивания дебитов по всем окружающим добывающим скважинам;
8) остановка добывающих скважин поочередно от первой отреагировавшей до последней отреагировавшей на работу отдельного насоса;
9) выключение отдельного насоса и восстановление закачки рабочего агента в циклическом режиме от кустовой насосной станции.
Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-9 являются отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
При разработке нефтяной на отдельных участках литологически неоднородной залежи весьма часто отбор нефти опережает закачку рабочего агента, особенно при циклической закачке. Вследствие этого снижается пластовое давление, снижаются дебиты добывающих скважин, замедляется темп выработки запасов залежи. Применение отдельных насосов для закачки рабочего агента позволяет перевести закачку рабочего агента в нагнетательную скважину в индивидуальном режиме работы при сохранении циклического режима по другим скважинам, позволяет повысить пластовое давление на участке залежи и восстановить дебиты добывающих скважин. Однако применяемые насосы размещают в нагнетательной скважине, что осложняет переналадку режимов их работы. В изобретении решается задача упрощения закачки воды в нагнетательную скважину.
Задача решается следующим образом.
Разработку нефтяной залежи ведут с закачкой рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме от кустовой насосной станции до выявления участков со сниженным пластовым давлением и до снижения пластового давления на участке залежи. Циклический режим закачки рабочего агента в пластовых условиях приводит к изменению направления потоков воды и, таким образом, вытеснению из пласта дополнительного количества нефти. При этом отбирают нефть через добывающие скважины. Однако циклический режим закачки рабочего агента неизбежно приводит к снижению пластового давления на скважинах с низкими приемистостью. Цикличность предполагает часть времени останавливать нагнетательные скважины. При традиционно применяющейся цикличности работы нагнетательной скважины половину времени скважина работает, а остальное время скважина остановлена. В пласт поступает половина необходимого объема воды. Соответственно этому снижать дебит добывающих скважин нерационально из-за потерь добычи нефти. Переводить закачку воды из циклического режима в стационарный невозможно из-за потерь нефти по высокопроизводительным скважинам вследствие преждевременного обводнения. Поэтому для поднятия пластового давления на участке залежи используют отдельный передвижной насос, который устанавливают на устье скважины и которым закачивают воду в выбранную нагнетательную скважину.
Прочие нагнетательные скважины работают в циклическом режиме закачки воды. Для этого в по крайней мере одну нагнетательную скважину прекращают подачу воды от кустовой насосной станции и ведут подачу воды по трубопроводу через устьевую запорную арматуру на прием отдельного насоса и через него проводят закачку воды в индивидуальном (постоянно или другим периодом цитирования) режиме в нагнетательную скважину по насосно-компрессорным трубам с обеспечением необходимого для нагнетания давления.
Отдельный насос размещают на дневной поверхности на устье нагнетательной скважины, а производительность отдельного насоса подбирают достаточной для обеспечения максимальной приемистости скважины. Закачивают рабочий агент отдельным насосом в постоянном режиме через нагнетательную скважину до восстановления пластового давления и, как следствие, наращивания дебитов по всем окружающим реагирующим добывающим скважинам.
При восстановлении пластового давления на данном участке залежи останавливают добывающие скважины поочередно от первой, отреагировавшей на увеличение пластового давления увеличением дебита, до последней, отреагировавшей на работу отдельного насоса. После этого выключают отдельный насос и восстанавливают закачку рабочего агента в циклическом режиме от кустовой насосной станции. Запускают в работу добывающие скважины и продолжают разработку залежи до возможно повторного снижения пластового давления, после чего снова подключают отдельный насос и повторяют операции. Подобные операции проводят на других участках залежи.
В результате нефтеотдача залежи увеличивается, упрощается управление отдельным насосом, упрощается закачка воды в нагнетательную скважину по сравнению с закачкой насосом, размещенным в скважине.
Пример конкретного выполнения способа
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залежи 1147,5 м, глубина водонефтяного контакта 1000 м, пластовое давление 12,5 МПа, пластовая температура 28°С, пористость 16%, проницаемость 0,171 мкм2, нефтенасыщенность 0,8, вязкость нефти в пластовых условиях 180,2 МПа·с, плотность нефти в поверхностных условиях 0,916 г/см3, давление насыщения 5 МПа, газовый фактор 3,557 м3/т, коллектор - поровый. Балансовые запасы колеблются по пластам от 17000 до 100000 тыс.т.
Закачивают рабочий агент в циклическом режиме через 180 нагнетательных скважин, отбирают нефть через 600 добывающих скважин. Циклический режим предполагает 15 сут. закачку воды и 15 сут. остановку закачки.
Отбирают нефть через добывающие скважины. На участке залежи с одной нагнетательной скважиной и четырьмя добывающими скважинами отмечают снижение пластового давления на 10% и снижение дебита добывающих скважин на 7-12%.
Для поднятия пластового давления на участке залежи в нагнетательную скважину прекращают подачу воды от кустовой насосной станции и ведут подачу воды по трубопроводу через устьевую запорную арматуру на прием отдельного насоса и через него проводят закачку воды в постоянном режиме в нагнетательную скважину по насосно-компрессорным трубам с обеспечением необходимого для нагнетания давления. В качестве отдельного передвижного используют насос марки ЭЦН-80, который устанавливают на устье нагнетательной скважины и которым закачивают воду в выбранную нагнетательную скважину. Прочие нагнетательные скважины на залежи работают в обычном циклическом режиме закачки воды. Закачивают рабочий агент отдельным насосом в индивидуальном режиме через нагнетательную скважину до восстановления пластового давления и, как следствие, наращивания дебитов по всем окружающим реагирующим добывающим скважинам. После восстановления пластового давления на данном участке залежи останавливают добывающие скважины поочередно от первой, отреагировавшей на увеличение пластового давления увеличением дебита, до последней, отреагировавшей на работу отдельного насоса После этого выключают отдельный насос и восстанавливают закачку рабочего агента в циклическом режиме от кустовой насосной станции. Запускают в работу добывающие скважины и продолжают разработку залежи до нового снижения пластового давления, после чего снова подключают отдельный насос и повторяют операции. Подобные операции проводят на других участках залежи.
В результате темп разработки залежи увеличивается, упрощается управление отдельным насосом, упрощается закачка воды в нагнетательную скважину по сравнению с закачкой насосом, размещенным в скважине.
Применение предложенного способа позволит упростить регулирование закачки воды в нагнетательную скважину, ввести в активную разработку низкопродуктивные участки залежи.
Claims (1)
- Способ разработки нефтяной залежи, включающий подачу воды по трубопроводу через устьевую запорную арматуру на прием отдельного насоса, закачку воды в нагнетательную скважину по насосно-компрессорным трубам отдельным насосом с обеспечением необходимого для нагнетания давления и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что первоначально разработку ведут с закачкой рабочего агента в циклическом режиме от кустовой насосной станции до выявления участков с низкими пластовыми давлениями, на участке залежи со сниженным пластовым давлением размещают отдельный насос на дневной поверхности на устье нагнетательной скважины, производительность отдельного насоса подбирают достаточной для обеспечения максимальной приемистости скважины, закачивают рабочий агент отдельным насосом в индивидуальном режиме через нагнетательную скважину до восстановления пластового давления и наращивания дебитов по всем окружающим добывающим скважинам, останавливают добывающие скважины поочередно от первой отреагировавшей до последней отреагировавшей на работу отдельного насоса, выключают отдельный насос и восстанавливают закачку рабочего агента в циклическом режиме от кустовой насосной станции.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003131355/03A RU2236568C1 (ru) | 2003-10-28 | 2003-10-28 | Способ разработки нефтяной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003131355/03A RU2236568C1 (ru) | 2003-10-28 | 2003-10-28 | Способ разработки нефтяной залежи |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2236568C1 true RU2236568C1 (ru) | 2004-09-20 |
Family
ID=33434158
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003131355/03A RU2236568C1 (ru) | 2003-10-28 | 2003-10-28 | Способ разработки нефтяной залежи |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2236568C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459937C1 (ru) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2459936C1 (ru) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2614834C1 (ru) * | 2016-02-29 | 2017-03-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации нефтяной залежи с использованием нестационарного заводнения |
| RU2755114C1 (ru) * | 2021-04-12 | 2021-09-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки слоистой нефтяной залежи |
-
2003
- 2003-10-28 RU RU2003131355/03A patent/RU2236568C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459937C1 (ru) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2459936C1 (ru) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2614834C1 (ru) * | 2016-02-29 | 2017-03-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации нефтяной залежи с использованием нестационарного заводнения |
| RU2755114C1 (ru) * | 2021-04-12 | 2021-09-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки слоистой нефтяной залежи |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2438042C2 (ru) | Погружная насосная система (варианты) и способ насосной подачи | |
| US6672392B2 (en) | Gas recovery apparatus, method and cycle having a three chamber evacuation phase for improved natural gas production and down-hole liquid management | |
| US8794305B2 (en) | Method and apparatus for removing liquid from a horizontal well | |
| RU2236568C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| US6481500B1 (en) | Method and apparatus for enhancing oil recovery | |
| RU2354810C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины | |
| RU2132455C1 (ru) | Способ закачки воды в нагнетательную скважину и насосная установка для его осуществления | |
| WO2018217448A1 (en) | Systems and methods for gas pulse jet pump | |
| RU2397318C1 (ru) | Система закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины | |
| RU2323331C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением одновременно раздельной закачки рабочего агента | |
| WO1992008037A1 (en) | Downhole jet pump system using gas as driving fluid | |
| RU2317407C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| RU2320861C2 (ru) | Способ скважинной добычи нефти | |
| US10508514B1 (en) | Artificial lift method and apparatus for horizontal well | |
| US6269884B1 (en) | Gas displaced chamber lift system with closed loop/multi-stage vents | |
| RU85187U1 (ru) | Система для использования обводняющихся нефтедобывающих скважин при организации поддержания пластового давления по технологии межскважинной перекачки | |
| RU2676780C1 (ru) | Способ закачки воды в системе поддержания пластового давления в слабопроницаемых коллекторах | |
| RU2177537C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2278965C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с глинистым коллектором | |
| RU131069U1 (ru) | Насосная установка для перекачки воды в скважине из пласта в пласт | |
| CN114320254B (zh) | 一种超深缝洞型储层油井的双管注水装置及方法 | |
| RU2068947C1 (ru) | Способ разработки слоистых неоднородных по проницаемости нефтяных пластов | |
| Rejepovich | THE CHOICE OF THE OF DUAL COMPLETION OPERATION METHOD FOR INCREASING PRODUCTION AND ACCELERATED DEVELOPMENT OF MULTI-LAYER FIELDS | |
| Deryaev | JUSTIFICATION OF THE CHOICE OF RECOMMENDED METHODS OF OPERATION OF WELLS, WELLHEAD AND DOWNHOLE EQUIPMENT | |
| SU962592A1 (ru) | Способ эксплуатации насосных скважин |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091029 |