RU2263771C1 - Oil reservoir area development - Google Patents
Oil reservoir area development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2263771C1 RU2263771C1 RU2004135507/03A RU2004135507A RU2263771C1 RU 2263771 C1 RU2263771 C1 RU 2263771C1 RU 2004135507/03 A RU2004135507/03 A RU 2004135507/03A RU 2004135507 A RU2004135507 A RU 2004135507A RU 2263771 C1 RU2263771 C1 RU 2263771C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- well
- oil
- interval
- wellbore
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке участка нефтяной залежи, в основном одной добывающей скважиной.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a section of oil deposits, mainly one producing well.
Известен способ разработки мелких залежей и отдельных линз многопластового нефтяного месторождения, включающий закачку химических реагентов через скважину в продуктивный пласт, повышение пластового давления за счет выделения в результате реакции углекислого газа и отбор продукции через эту скважину. Через вертикальную скважину по продуктивному пласту бурят не менее одного горизонтального ствола, имеющего криволинейное расположение в плане. Закачку расчетного объема реагентов осуществляют периодами с выдержкой на стабилизацию давления без отбора продукции между ними до повышения пластового давления до начального и последующим отбором продукции до экономически рентабельного уровня. Циклы повторяют (Патент РФ №2086756, опубл.1997.08.10).A known method of developing small deposits and individual lenses of a multilayer oil field, including the injection of chemicals through the well into the reservoir, increasing the reservoir pressure due to the release of carbon dioxide as a result of the reaction and selecting products through this well. At least one horizontal wellbore having a curvilinear arrangement in plan is drilled through a vertical well through a productive formation. The calculated volume of reagents is injected in periods with holding to stabilize the pressure without taking products between them until the reservoir pressure rises to the initial and subsequent selection of products to an economically viable level. The cycles are repeated (RF Patent No. 2086756, publ. 1997/08/10).
Известный способ не позволяет вырабатывать запасы из линзовидной залежи нефти с достижением высокой нефтеотдачи.The known method does not allow to develop reserves from the lenticular oil deposits with the achievement of high oil recovery.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Производят остановку, по крайней мере, одной добывающей скважины. Изолируют ранее перфорированные интервалы. С глубины выше верхнего интервала перфорации бурят новый наклонный ствол скважины с переходом в продуктивном пласте на горизонтальный или наклонный ствол. Горизонтальный или наклонный ствол проводят по кровле продуктивного пласта и выполняют длиной до половины расстояния между работающими скважинами. Новый забой располагают на расстоянии не менее 100 м от ранее существовавшего забоя скважины. При отборе нефти через скважину депрессию на пласт поддерживают не более 1 МПа (Патент РФ №2151861, кл. Е 21 В 43/20, опублик.2000 г.).Closest to the invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir, comprising pumping a working agent through injection wells and taking oil through production wells. Stop at least one producing well. Previously perforated intervals are isolated. From a depth above the upper perforation interval, a new inclined wellbore is drilled with a transition to a horizontal or inclined wellbore in the reservoir. A horizontal or inclined shaft is carried out along the roof of the reservoir and is performed up to half the distance between working wells. A new face is located at a distance of not less than 100 m from the previously existing bottom of the well. When oil is taken through a well, the depression on the formation is supported by no more than 1 MPa (RF Patent No. 2151861, class E 21 B 43/20, published 2000).
В известном способе новый наклонный ствол скважины бурят меньшего диаметра, чем основной ствол скважины, соответственно снабжают обсадной колонной меньшего диаметра. Уменьшение диаметра приводит к невысокой продуктивности скважины, а следовательно, к низким темпам разработки и невысокой нефтеотдаче залежи.In the known method, a new deviated wellbore is drilled with a smaller diameter than the main wellbore, respectively, and a smaller diameter casing is provided. A decrease in diameter leads to low productivity of the well, and consequently to low development rates and low oil recovery.
В предложенном изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи. Задача решается тем, что в способе разработки участка нефтяной залежи, включающем отбор нефти через, по крайней мере, одну добывающую скважину, после выработки запасов участка пласта в околоскважинной зоне остановку скважины, установку в скважине цементного моста с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации, с глубины выше верхнего интервала перфорации бурение нового наклонного ствола скважины в невыработанный участок пласта, спуск обсадной колонны, цементирование заколонного пространства и отбор нефти из невыработанного участка пласта, согласно изобретению в качестве обсадной колонны используют обсадную колонну с хвостовиком, установленным с возможностью отделения, и с длиной, достаточной для перекрытия интервала продуктивного пласта, цементирование заколонного пространства производят в интервале продуктивного пласта, заколонное пространство выше интервала продуктивного пласта заполняют антикоррозионной жидкостью, бурение нового наклонного ствола производят диаметром, равным диаметру основного ствола скважины.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits. The problem is solved in that in the method of developing an oil deposit section, including oil extraction through at least one producing well, after depletion of the reservoir section in the near-wellbore zone, the well stops, a cement bridge is installed in the well with the formation of a new artificial bottom above the perforation intervals, from a depth above the upper perforation interval, drilling a new inclined wellbore into an undeveloped section of the formation, lowering the casing, cementing the annulus and taking oil from The developed section of the formation according to the invention uses a casing with a liner installed with the possibility of separation and with a length sufficient to cover the interval of the reservoir, cementing the annulus is performed in the interval of the reservoir, the annulus above the interval of the reservoir is filled with anticorrosive fluid , drilling a new deviated wellbore produce a diameter equal to the diameter of the main wellbore.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1. отбор нефти через, по крайней мере, одну добывающую скважину;1. the selection of oil through at least one producing well;
2. после выработки запасов участка пласта в околоскважинной зоне остановка скважины;2. after the development of reserves of the reservoir in the near-wellbore zone, well shutdown;
3. установка в скважине цементного моста с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации;3. installation of a cement bridge in the well with the formation of a new artificial face above the perforation intervals;
4. с глубины выше верхнего интервала перфорации бурение нового наклонного ствола скважины в невыработанный участок пласта;4. from a depth above the upper perforation interval, drilling a new deviated wellbore into an undeveloped section of the formation;
5. спуск обсадной колонны;5. casing descent;
6. цементирование заколонного пространства;6. cementing annular space;
7. отбор нефти из невыработанного участка пласта;7. selection of oil from an undeveloped section of the reservoir;
8. в качестве обсадной колонны использование обсадной колонны с хвостовиком, установленным с возможностью отделения;8. as a casing string use a casing string with a liner installed with the possibility of separation;
9. то же с длиной, достаточной для перекрытия интервала продуктивного пласта;9. the same with a length sufficient to cover the interval of the reservoir;
10. цементирование заколонного пространства в интервале продуктивного пласта;10. cementing annular space in the interval of the reservoir;
11. заполнение заколонного пространства выше интервала продуктивного пласта антикоррозионной жидкостью;11. filling annular space above the interval of the reservoir with anticorrosive fluid;
12. бурение нового наклонного ствола диаметром, равным диаметру основного ствола скважины.12. drilling a new deviated wellbore with a diameter equal to the diameter of the main wellbore.
Признаки 1-7 являются общими с прототипом, признаки 8-12 являются существенными отличительными признаками изобретения. Signs 1-7 are common with the prototype, signs 8-12 are the salient features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке нефтяной залежи зачастую возникает ситуация, когда удается отобрать нефть из части продуктивного пласта, ограниченного зоной влияния скважины. В то же время соседний участок продуктивного пласта на сравнительно небольшом расстоянии от скважины порядка 30-150 м остается невыработанным. Причиной такого явления может быть поднятие конусов обводнения, неоднородность залежи, установившиеся в пласте направления движения пластовых флюидов и т.п. Для выработки соседнего участка продуктивного пласта целесообразно пробурить из существующей скважины дополнительный новый наклонный ствол на соседний участок. Кроме того, бурение дополнительного нового наклонного ствола целесообразно при разработке многопластовой нефтяной залежи при отборе нефти из нового продуктивного пласта на новой глубине.When developing an oil reservoir, a situation often arises when it is possible to select oil from a part of the reservoir that is limited by the well influence zone. At the same time, the neighboring section of the reservoir at a relatively small distance from the well of about 30-150 m remains undeveloped. The reason for this phenomenon may be the rise of watering cones, the heterogeneity of the reservoir, the direction of formation fluids established in the formation, etc. To develop an adjacent section of the reservoir, it is advisable to drill an additional new inclined shaft from an existing wellbore to an adjacent section. In addition, drilling an additional new inclined hole is advisable when developing a multilayer oil reservoir during the selection of oil from a new reservoir at a new depth.
Существующие способы предусматривают зарезку дополнительного нового наклонного ствола из существующей обсадной колонны скважины. Для прохождения бурового оборудования в существующей обсадной колонне приходится использовать оборудование меньшего диаметра. Новый ствол скважины получается меньшего диаметра, из-за чего скважина теряет продуктивность. В предложенном способе решается задача сохранения при бурении диаметра нового наклонного ствола скважины, выбор диаметра скважины в интервале продуктивного пласта в зависимости от коллекторских свойств продуктивного пласта. Все это в конечном счете влияет на темп выработки запасов, на конечную нефтеотдачу залежи.Existing methods include killing an additional new deviated well from an existing well casing. To pass the drilling equipment in the existing casing, it is necessary to use equipment of a smaller diameter. A new borehole of a smaller diameter is obtained, due to which the well loses productivity. The proposed method solves the problem of maintaining the diameter of a new deviated wellbore while drilling, selecting the diameter of the well in the interval of the reservoir, depending on the reservoir properties of the reservoir. All this ultimately affects the rate of development of reserves, the final oil recovery of the reservoir.
Для решения поставленных задач выполняют следующие действия. Скважину снабжают обсадной колонной с хвостовиком, установленным с возможностью отделения, и с длиной, достаточной для перекрытия интервала продуктивного пласта. Для этого хвостовик закрепляют внизу обсадной колонны через переводник с левой резьбой. Хвостовик закрепляют в интервале продуктивного пласта посредством двухступенчатого манжетного пакера. Цементирование заколонного пространства производят только в интервале продуктивного пласта под двухступенчатым манжетным пакером. Заколонное пространство выше интервала продуктивного пласта заполняют антикоррозионной жидкостью. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб и насосное оборудование. На участке нефтяной залежи отбирают нефть через, по крайней мере, одну оборудованную таким образом добывающую скважину. После выработки запасов участка пласта в околоскважинной зоне останавливают скважину. Удаляют насосное оборудование. Проводят цементирование ранее перфорированных интервалов и установку в скважине цементного моста не выше переводника. При этом двухступенчатый манжетный пакер оказывается зацементированным. Срывают оставшиеся пакера и проворачивают обсадную колонну. Обсадная колонна вывертывается из переводника и освобождается. Обсадную колонну поднимают из скважины. В таком положении появляется возможность проводить бурение на начальном диаметре скважины и использовать буровое оборудование того же диаметра, что и при начальном бурении скважины. Организуют новый искусственный забой выше интервалов перфорации. С глубины выше верхнего интервала перфорации бурят новый наклонный ствол скважины в невыработанный участок пласта. Спускают ту же обсадную колонну, также снабженную хвостовиком, установленным с возможностью отделения, и с длиной, достаточной для перекрытия интервала продуктивного пласта. Дальнейшее оборудование скважины проводят, как и при оборудовании основного ствола. Диаметр скважины в невыработанном участке пласта подбирают исходя из коллекторских свойств невыработанного участка пласта. Отбирают нефть из невыработанного участка пласта до его выработки.To solve the tasks, perform the following steps. The well is equipped with a casing with a liner installed with the possibility of separation, and with a length sufficient to cover the interval of the reservoir. To do this, the liner is fixed at the bottom of the casing through a sub with a left-hand thread. The shank is fixed in the interval of the reservoir by means of a two-stage cuff packer. Cement annular space is produced only in the interval of the reservoir under the two-stage cuff packer. The annular space above the interval of the reservoir is filled with anticorrosive fluid. A string of tubing and pumping equipment is lowered into the well. At a site of an oil deposit, oil is taken through at least one production well thus equipped. After depletion of reserves of the reservoir in the near-wellbore zone, the well is stopped. Remove pumping equipment. Cementing previously perforated intervals is carried out and a cement bridge is installed in the well no higher than a sub. In this case, the two-stage cuff packer is cemented. Tear off the remaining packers and crank the casing. The casing is turned out of the sub and freed. The casing is lifted from the well. In this position, it becomes possible to drill at the initial diameter of the well and use drilling equipment of the same diameter as during the initial drilling of the well. Organize a new artificial slaughter above the perforation intervals. From a depth above the upper perforation interval, a new deviated wellbore is drilled into an undeveloped section of the formation. The same casing is lowered, also equipped with a liner installed with the possibility of separation, and with a length sufficient to cover the interval of the reservoir. Further well equipment is carried out, as in the equipment of the main wellbore. The diameter of the well in the undeveloped section of the reservoir is selected based on the reservoir properties of the undeveloped section of the reservoir. Oil is taken from the undeveloped section of the reservoir before it is developed.
Перенесение таким образом места отбора нефти возможно проводить из одной скважины неоднократно до полной выработки запасов в продуктивном пласте. It is possible to transfer the oil extraction site in this way from one well repeatedly until the reserves are completely depleted in the reservoir.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: глубина 1150 м, начальное пластовое давление 10,5 МПа, давление насыщения 6,0 МПа, пластовая температура 22°С, толщина пласта 3 м, площадь участка 100 тыс. м2, пористость 23%, проницаемость 230 мкм2, вязкость нефти 27 спз, плотность нефти 0,921 кг/м3, газовый фактор 11 м3/т.An oil reservoir of the Romashkinskoye field is being developed with the following characteristics: depth 1150 m, initial reservoir pressure 10.5 MPa, saturation pressure 6.0 MPa, reservoir temperature 22 ° C, reservoir thickness 3 m, area of the plot 100 thousand m 2 , porosity 23% , permeability 230 μm 2 , oil viscosity 27 cps, oil density 0.921 kg / m 3 , gas factor 11 m 3 / t.
На участке залежи бурят одну нефтедобывающую скважину глубиной 970 м и диаметром 215,9 мм. Скважину снабжают обсадной колонной диаметром 146 мм с хвостовиком диаметром 146 мм, навернутым снизу на обсадную колонну через переводник с левой резьбой, и с длиной 3 м. Хвостовик закрепляют в интервале продуктивного пласта посредством двухступенчатого манжетного пакера марки ПДМ. Цементирование заколонного пространства производят в интервале продуктивного пласта под двухступенчатым манжетным пакером. Заколонное пространство выше интервала продуктивного пласта заполняют антикоррозионной жидкостью - дегазированной девонской нефтью. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 76 мм, колонну штанг и штанговый глубинный насос. На участке нефтяной залежи отбирают нефть через одну оборудованную таким образом добывающую скважину. После выработки запасов участка пласта и обводнения добываемой продукции до 99,7% останавливают скважину. Удаляют насосное оборудование. Проводят цементирование ранее перфорированных интервалов и установку в скважине цементного моста не выше переводника. При этом двухступенчатый манжетный пакер оказывается зацементированным. Проворачивают обсадную колонну. Обсадная колонна вывертывается из переводника и освобождается. Обсадную колонну поднимают из скважины. Организуют новый искусственный забой на глубине 815 м. С этой глубины бурят новый наклонный ствол скважины диаметром 215,9 мм в невыработанный участок пласта, отстоящий на 75 м от основного ствола скважины. Спускают ту же обсадную колонну, также снабженную хвостовиком, установленным с возможностью отделения, и с длиной, достаточной для перекрытия интервала продуктивного пласта. Дальнейшее оборудование скважины проводят, как и оборудовании основного ствола. Отбирают нефть из невыработанного участка пласта до обводненности добываемой продукции 99,7%.One oil producing well is drilled on the deposit site with a depth of 970 m and a diameter of 215.9 mm. The well is equipped with a casing with a diameter of 146 mm and a liner with a diameter of 146 mm, screwed from below onto the casing through a left-hand threaded sub, and with a length of 3 m. The liner is fixed in the interval of the producing formation using a two-stage cuff packer of the PDM brand. Cement annular space is produced in the interval of the reservoir under a two-stage cuff packer. The annular space above the interval of the reservoir is filled with anticorrosive fluid - degassed Devonian oil. A string of tubing with a diameter of 76 mm, a string of rods and a sucker rod pump are lowered into the well. Oil is taken from an oil reservoir through one production well equipped in this way. After depletion of reserves of the reservoir and watering the produced products to 99.7%, the well is shut down. Remove pumping equipment. Cementing previously perforated intervals is carried out and a cement bridge is installed in the well no higher than a sub. In this case, the two-stage cuff packer is cemented. Casing rotate. The casing is turned out of the sub and freed. The casing is lifted from the well. A new artificial bottom hole will be organized at a depth of 815 m. From this depth, a new inclined wellbore with a diameter of 215.9 mm is drilled into an undeveloped section of the formation 75 m from the main wellbore. The same casing is lowered, also equipped with a liner installed with the possibility of separation, and with a length sufficient to cover the interval of the reservoir. Further well equipment is carried out, as well as the equipment of the main wellbore. Oil is taken from the undeveloped section of the reservoir to a water cut of produced products of 99.7%.
После этого операции повторяют и переносят новый ствол скважины на новый участок, расположенный диаметрально противоположно предыдущему.After this operation, repeat and transfer the new wellbore to a new section located diametrically opposite to the previous one.
В результате удается максимально отобрать нефть из продуктивного пласта. Нефтеотдача залежи увеличивается на 3%.As a result, it is possible to select the maximum oil from the reservoir. Oil recovery increases by 3%.
Применение предложенного способа позволит увеличить нефтеотдачу залежи.The application of the proposed method will increase the recovery of deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004135507/03A RU2263771C1 (en) | 2004-12-06 | 2004-12-06 | Oil reservoir area development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004135507/03A RU2263771C1 (en) | 2004-12-06 | 2004-12-06 | Oil reservoir area development |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2263771C1 true RU2263771C1 (en) | 2005-11-10 |
Family
ID=35865457
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004135507/03A RU2263771C1 (en) | 2004-12-06 | 2004-12-06 | Oil reservoir area development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2263771C1 (en) |
-
2004
- 2004-12-06 RU RU2004135507/03A patent/RU2263771C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ГРИГОРЯН А.М., Вскрытие пластов многозабойными горизонтальными скважинами, Москва, Недра, 1969, с. 3-16, 140-141. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
| US5862863A (en) | Dual completion method for oil/gas wells to minimize water coning | |
| RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
| RU2015156402A (en) | METHOD OF IMPROVED PRODUCTION OF HYDROCARBONS USING MULTIPLE ARTIFICIALLY EDUCATED CRACKS | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| RU2544343C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water | |
| RU2334867C1 (en) | Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method | |
| RU2667240C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2612060C1 (en) | Method of development of carbonate shaly oil deposits | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2509884C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| RU2616052C1 (en) | Method development of shaly carbonate oil pays | |
| CA2999197C (en) | Method of well completion | |
| RU2494247C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2418942C1 (en) | Procedure for well development | |
| RU2620099C1 (en) | Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells | |
| RU2263771C1 (en) | Oil reservoir area development | |
| RU2667242C1 (en) | Method of developing well oil reservoir with horizontal termination | |
| RU2534291C1 (en) | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation | |
| RU2190086C1 (en) | Method of running drowned oil wells | |
| RU2539060C1 (en) | Recovery of self-squeezing gas well with abnormally low seam pressure |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20111207 |