RU2241116C2 - Method for supporting bed pressure on oil deposits - Google Patents
Method for supporting bed pressure on oil deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2241116C2 RU2241116C2 RU2002123688/03A RU2002123688A RU2241116C2 RU 2241116 C2 RU2241116 C2 RU 2241116C2 RU 2002123688/03 A RU2002123688/03 A RU 2002123688/03A RU 2002123688 A RU2002123688 A RU 2002123688A RU 2241116 C2 RU2241116 C2 RU 2241116C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- injection
- reservoir
- pressure
- wells
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу поддержания пластового давления на нефтяных месторождениях.The invention relates to the oil industry, in particular to a method for maintaining reservoir pressure in oil fields.
Известен способ поддержания пластового давления, заключающийся в подаче силовыми насосами воды с различными давлениями по отдельным водоводам в нагнетательные скважины [1].There is a method of maintaining reservoir pressure, which consists in the supply of power pumps with water with different pressures through individual pipelines into injection wells [1].
Недостатком способа является то, что в насосной станции устанавливаются насосы различного давления, например, 14.0 и 18.0 МПа. Для подачи воды в нагнетательные скважины строятся отдельные трубопроводы на давление 14.0 и 18.0 МПа. Таким образом, объемы и стоимость работ по обустройству системы ППД возрастают в 1.5-1.7 раз.The disadvantage of this method is that pumps of various pressures, for example, 14.0 and 18.0 MPa, are installed in the pumping station. To supply water to injection wells, separate pipelines are built at a pressure of 14.0 and 18.0 MPa. Thus, the volume and cost of arranging the RPM system increase by 1.5-1.7 times.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ поддержания пластового давления в нефтяной залежи, включающий подачу силовыми насосами воды под максимально необходимым давлением по нагнетательным водоводам до устья нагнетательных скважин с последующим регулированием объемов поступающей через скважину в пласт воды штудированием потока [2].Closest to the claimed technical solution is a method of maintaining reservoir pressure in an oil reservoir, comprising supplying power pumps with water at the maximum necessary pressure through the injection conduits to the mouth of the injection wells, followed by controlling the volume of flow through the well into the formation through flow study [2].
Недостатком данного решения является то, что вначале силовыми насосными установками тратится мощность по развитию максимально необходимого для отдельных скважин давления, а затем в скважинах, где требуется для закачки меньшее давление, поток штудируется. Это скважины с большим коэффициентом приемистости, чем скважины, в которых планируется подавать воду при высоком давлении. Если в них поток воды не штудировать, то в пласт поступит объем воды значительно выше, чем требует система разработки месторождения, а в пласт нагнетательных скважин с худшей приемистостью вода может вообще не поступать. Фактически по причине штуцирования до 30% затраченной в системах поддержания пластового давления энергии тратится неэффективно.The disadvantage of this solution is that at first power pumping units spend power to develop the maximum pressure required for individual wells, and then in wells where less pressure is required for injection, the flow is studied. These are wells with a higher injection rate than wells in which it is planned to supply water at high pressure. If you do not study the flow of water in them, then the volume of water will go into the reservoir much higher than the field development system requires, and water may not flow into the reservoir of injection wells with worse injectivity. In fact, due to the fitting of up to 30% of the energy spent in reservoir pressure maintenance systems, energy is spent inefficiently.
Технической задачей, решаемой изобретением, является снижение энергетических потерь в системе поддержания пластового давления.The technical problem solved by the invention is to reduce energy losses in the reservoir pressure maintenance system.
Поставленная цель достигается тем, что в способе поддержания пластового давления на нефтяных месторождениях, включающем подачу силовыми насосами воды по водоводам в нагнетательные скважины, согласно изобретению в нагнетательные водоводы силовыми насосами расчетный объем воды подают под минимально необходимым для закачки в пласты месторождения давлением, а на забое нагнетательных скважин воздействием виброударного или акустического полей достигают расчетные объемы закачки воды в пласт за счет подъема давления в призабойной зоне пласта, снижения гидравлических потерь в пласте, снижения вязкости воды и образования дополнительных микротрещин в призабойной зоне пласта, для чего по режиму закачки подбирают с необходимыми технологическими параметрами гидродинамический или ультразвуковой преобразователь-излучатель.This goal is achieved by the fact that in the method of maintaining reservoir pressure in oil fields, including the supply of power pumps water through the pipelines to injection wells, according to the invention, the calculated volume of water is supplied to the injection pipelines by power pumps under the minimum pressure necessary for injection into the reservoir layers, and at the bottom injection wells by vibration or acoustic fields reach the calculated volumes of water injection into the reservoir due to the increase in pressure in the bottomhole zone hundred, reducing of hydraulic losses in the formation, reduction of the viscosity of water and formation of microcracks in other bottomhole formation zone, which is selected by the injection mode with the required process parameters hydrodynamic or ultrasonic transducer-emitter.
Сущность изобретения заключается в следующем. В скважины, где предполагается интенсификация процесса закачки, на колонне труб, по которой поступает вода в пласт, спускают гидродинамические или ультразвуковые преобразователи-излучатели. Энергия потока воды используется для привода в действие гидровибратора или ультразвукового гидроизлучателя. Затраченная при этом энергия мала в сравнении с увеличением эффекта закачки воды в пласт. В соответствии с [3], например, на глубине 2000 м при давлении на устье 10.0 МПа давление на забое скважины при применении гидровибратора достигнет 32.0 МПа. Одновременно при воздействии акустического поля приемистость скважины возрастет за счет снижения гидравлических потерь в пласте, вязкости воды, образования дополнительных микротрещин в призабойной зоне пласта и т.п. Этими факторами достигается увеличение приемистости скважин при низких давлениях воды, подаваемой в нее. По параметрам скважины и режиму закачки подбирают необходимый типоразмер преобразователей-излучателей.The invention consists in the following. Hydrodynamic or ultrasonic transducers-emitters are lowered into wells, where it is supposed to intensify the injection process, on a pipe string through which water enters the formation. The energy of the water flow is used to drive a hydraulic vibrator or an ultrasonic hydraulic emitter. The energy expended in this case is small in comparison with the increase in the effect of water injection into the reservoir. In accordance with [3], for example, at a depth of 2000 m with a pressure at the wellhead of 10.0 MPa, the pressure at the bottom of the well with a hydraulic vibrator will reach 32.0 MPa. At the same time, when the acoustic field is exposed, the injectivity of the well will increase due to a decrease in hydraulic losses in the formation, viscosity of water, the formation of additional microcracks in the bottom-hole zone of the formation, etc. These factors increase the injectivity of the wells at low pressures of the water supplied to it. According to the parameters of the well and the injection mode, the necessary standard size of the transducers-emitters is selected.
На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа. Силовыми насосами вода под низким давлением, необходимым для скважины 1, подается по водоводу 2 и далее по скважинной колонне труб 3 в высокопродуктивный пласт 4.The drawing shows a diagram of the implementation of the proposed method. With power pumps, water under the low pressure necessary for well 1 is fed through a water conduit 2 and then through a downhole string of pipes 3 into a highly productive formation 4.
В интервал перфорации скважины 5, в которой при давлении воды в водоводе 2 не будут достигнуты проектные объемы закачки, спускают гидровибратор или акустический излучатель 6. Из трубопровода 2 через устьевую арматуру 7 и скважинную колонну труб 8 вода поступает в гидровибратор 6. Энергия непрерывного потока воды в нем преобразуется в циклические гидравлические удары с резким подъемом давления в призабойной зоне низкопродуктивного пласта 7. Кроме того, вибровоздействие или воздействие ультразвуковым полем снижает вязкость и поверхностное натяжение воды водонефтяных эмульсий в пласте и т.д. [3]. Все это способствует повышению приемистости пластом воды. Параметрами работы излучателя достигаются необходимые объемы закачки воды, которые невозможно было бы достичь, если вода закачивалась без виброобработок в пласт.In the interval of perforation of the well 5, in which the designed injection volumes are not achieved at the water pressure in the conduit 2, a hydraulic vibrator or acoustic emitter 6 is lowered. From the pipe 2, water enters the hydraulic vibrator 6 through the wellhead 7 and the bore pipe string 8. Energy of a continuous stream of water it is converted into cyclic hydraulic shocks with a sharp increase in pressure in the bottom-hole zone of a low-productivity formation 7. In addition, vibration or exposure to an ultrasonic field reduces viscosity and surface water tension of oil-water emulsions in the reservoir, etc. [3]. All this helps to increase the injectivity of the water reservoir. The parameters of the emitter operation achieve the required volumes of water injection, which could not be achieved if the water was pumped without vibration processing into the reservoir.
Пример реализации способа. На месторождении 20 нагнетательных скважин глубиной Н=2000 м. Требуется закачивать воду с забойным давлением (Р3) от 27.0 до 30.0 МПа (в зависимости от коэффициента их приемистости). С учетом потерь на трение Ртр=1.0 МПа воды в колонне труб нагнетательных скважин, давление на устье скважин низкой приемистости рассчитываетсяAn example implementation of the method. At the field there are 20 injection wells with a depth of H = 2000 m. It is required to pump water with bottomhole pressure (P 3 ) from 27.0 to 30.0 MPa (depending on their injection rate). Taking into account friction losses P tr = 1.0 MPa of water in the pipe string of injection wells, the pressure at the mouth of wells of low injectivity is calculated
Pуст=Р3-0.1·H·γ+Pтр=30.0-0.01·2000·1+1.0=11.0 МПа.P mouth = P 3 -0.1 · H · γ + P Tr = 30.0-0.01 · 2000 · 1 + 1.0 = 11.0 MPa.
Для скважин с высокой приемистостьюFor high injection wells
Руст=27.0-0.01·2000·1+1.0=8.0 MПa.R mouth = 27.0-0.01 · 2000 · 1 + 1.0 = 8.0 MPa.
Таким образом, на устье всех нагнетательных скважин по прототипу должно поддерживаться давление 11.0 МПа. В скважинах, требующих на забое 27.0 МПа, устьевое давление регулятором снижается до 8.0 МПа. Т.е., сообщенная силовыми насосами воде энергия, используется не рационально. В предлагаемом способе на устье всех скважин подается давление не 11.0 МПа, a 8.0 MПa. А в скважинах низкой приемистости с помощью спущенного в них вибратора или акустического генератора, например генератора типа ГВЗ, достигается забойное давление 26.0-32.0 MПa [3]. Кроме того, вибровоздействие способствует увеличению приемистости скважин за счет снижения вязкости и поверхностного натяжения водонефтяной эмульсии, раскрытия трещин коллектора и т.д. Обеспечение необходимых режимов и эффекта вибратора достигаются конструктивными изменениями в нем, например шириной и количеством щелей истечения жидкости и т.п. В ультразвуковом гидроизлучателе режим меняется изменением длины вибрирующего элемента.Thus, at the mouth of all injection wells according to the prototype, a pressure of 11.0 MPa should be maintained. In wells requiring 27.0 MPa at the bottom, the wellhead pressure by the regulator is reduced to 8.0 MPa. That is, the energy reported by power pumps to water is not used rationally. In the proposed method, the pressure at the mouth of all wells is not 11.0 MPa, but 8.0 MPa. And in wells with low injectivity, a bottomhole pressure of 26.0-32.0 MPa is reached using a vibrator or an acoustic generator, for example, a generator of the GVZ type [3]. In addition, vibration exposure increases the injectivity of wells by reducing the viscosity and surface tension of the oil-water emulsion, opening cracked reservoirs, etc. Providing the necessary modes and vibrator effect are achieved by structural changes in it, for example, the width and number of slots of the fluid flow, etc. In an ultrasonic emitter, the mode changes by changing the length of the vibrating element.
Таким образом, установленная мощность силового насосного агрегата типа ЦНС 180-1420 для системы ППД может быть снижена на 260 кВт.Thus, the installed capacity of the central pumping unit type TsNS 180-1420 for the RPM system can be reduced by 260 kW.
Источники информацииSources of information
1. Тахаутдинов Ш.Ф., Юсупов И.Г. Технический прогресс в технике и технологии строительства скважин в добыче нефти // “Нефтяное хозяйство”, №12, 1996, стр.19.1. Takhautdinov Sh.F., Yusupov I.G. Technical progress in engineering and technology for building wells in oil production // “Oil Industry”, No. 12, 1996, p. 19.
2. Справочник для мастеров по добыче нефти и ремонту скважин. Справочное издание. - Сургут: Рекламно-издательский информационный центр “Нефть Приобья”, 1999, стр.136-137, прототип.2. A guide for masters in oil production and well repair. Reference Edition. - Surgut: Advertising and publishing information center “Ob-Ob Oil”, 1999, pp. 136-137, prototype.
3. Уметбаев В. Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1989, табл.32.3. Umetbaev V. G. Geological and technical measures during the operation of wells. - M .: Nedra, 1989, table 32.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002123688/03A RU2241116C2 (en) | 2002-09-05 | 2002-09-05 | Method for supporting bed pressure on oil deposits |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002123688/03A RU2241116C2 (en) | 2002-09-05 | 2002-09-05 | Method for supporting bed pressure on oil deposits |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2002123688A RU2002123688A (en) | 2004-03-10 |
RU2241116C2 true RU2241116C2 (en) | 2004-11-27 |
Family
ID=34309959
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2002123688/03A RU2241116C2 (en) | 2002-09-05 | 2002-09-05 | Method for supporting bed pressure on oil deposits |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2241116C2 (en) |
-
2002
- 2002-09-05 RU RU2002123688/03A patent/RU2241116C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Справочник для мастеров по добыче нефти и ремонту скважин. - Сургут: Нефть Приобъя, 1999, c. 136 и 137. * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2002123688A (en) | 2004-03-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5339905A (en) | Gas injection dewatering process and apparatus | |
US6186228B1 (en) | Methods and apparatus for enhancing well production using sonic energy | |
US8113278B2 (en) | System and method for enhanced oil recovery using an in-situ seismic energy generator | |
US6343653B1 (en) | Chemical injector apparatus and method for oil well treatment | |
US7789142B2 (en) | Downhole gas flow powered deliquefaction pump | |
RU2366806C1 (en) | Physical effect method used during development of hydrocarbon deposit, and bore-hole plant for method's realisation | |
WO2019051561A1 (en) | System and method for low pressure gas lift artificial lift | |
RU2078200C1 (en) | Method for development of oil formation | |
RU2417306C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
Drozdov et al. | Development of a pump-ejector system for SWAG injection into reservoir using associated petroleum gas from the annulus space of production wells | |
US2918126A (en) | Sonic method of injecting and circulating chemicals in oil well formation | |
Drozdov et al. | Application of pump-ejecting system for SWAG injection and utilization of associated gas | |
RU2490436C1 (en) | Well operation method | |
RU2241116C2 (en) | Method for supporting bed pressure on oil deposits | |
GB2422159A (en) | Venturi removal of water in a gas wall | |
RU2431737C1 (en) | Procedure for development of oil-water deposit | |
US10087719B2 (en) | Systems and methods for artificial lift subsurface injection and downhole water disposal | |
RU2377398C1 (en) | Method of hydrocarbone field development | |
RU2109930C1 (en) | Method for development of gas deposits in continental shelf | |
RU2199004C2 (en) | Method of oil formation development | |
RU2483200C1 (en) | Method of hydrodynamic action on bottom-hole formation zone | |
RU2296215C1 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
RU2181830C1 (en) | Method of well swabbing | |
US3291069A (en) | Controlled pvt oil production | |
RU2211916C1 (en) | Method of well operation |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100906 |