RU2282023C1 - Development method for oil deposit having oil-water zones - Google Patents
Development method for oil deposit having oil-water zones Download PDFInfo
- Publication number
- RU2282023C1 RU2282023C1 RU2005106971/03A RU2005106971A RU2282023C1 RU 2282023 C1 RU2282023 C1 RU 2282023C1 RU 2005106971/03 A RU2005106971/03 A RU 2005106971/03A RU 2005106971 A RU2005106971 A RU 2005106971A RU 2282023 C1 RU2282023 C1 RU 2282023C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- well
- water
- pool
- production
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных залежей, представленных продуктивным пластом небольшой толщины как с первоначальными, так и образовавшимися в процессе разработки водонефтяными зонами, с применением наклонных многоствольных скважин, и может быть использовано как на ранней стадии разработки, так и на поздней.The proposal relates to the oil industry, in particular to the development of oil deposits, represented by a productive layer of small thickness both with the original and those formed during the development of oil-water zones, using inclined multilateral wells, and can be used both at an early stage of development and at late.
Известен способ разработки нефтяного месторождения путем бурения горизонтальных и вертикальных скважин (патент США №4718485 от 21.01.88 г.). Недостатком этого способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения из-за быстрого обводнения скважин в условиях залежей с водонефтяными зонами.A known method of developing an oil field by drilling horizontal and vertical wells (US patent No. 4718485 from 01.21.88,). The disadvantage of this method is the low coefficient of oil recovery due to the rapid flooding of wells in the conditions of deposits with oil-water zones.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи, включающий размещение горизонтальных добывающих скважин в продуктивном пласте и отбор нефти через добывающие скважины (Патент РФ №2085723 С1 от 27.07.97 г., опубл. в бюл. №21, 1997 г.). Стволы горизонтальных скважин в продуктивной толще пласта располагают так, чтобы расстояние от нагнетательной скважины до горизонтального ствола в каждой его точке было обратно пропорционально запасам нефти в этой зоне и прямо пропорционально проводимости пластов, причем при разработке многопластовой или большой толщины залежи ствол горизонтальной скважины проводят в виде нескольких витков с указанной закономерностью в каждом витке.The closest in technical essence to the proposed is a method of developing an oil reservoir, including the placement of horizontal production wells in the reservoir and the selection of oil through production wells (RF Patent No. 2085723 C1 of 07.27.97, publ. In bull. No. 21, 1997 .). Horizontal wellbores in the reservoir are positioned so that the distance from the injection well to the horizontal wellbore at each point is inversely proportional to the oil reserves in this zone and directly proportional to the conductivity of the formation, and when developing a multi-layer or large thickness of the reservoir, the horizontal wellbore is several turns with the indicated pattern in each turn.
Недостатком этого способа является то, что в условиях небольших толщин продуктивных пластов как с первоначальными, так и с образовавшимися в процессе разработки водонефтяными зонами применение известного способа не позволяет достичь высоких технологических показателей разработки залежи, ведет к осложнениям и удорожанию разработки, а также происходит преждевременное обводнение продукции скважины, что ведет к сокращению срока работы скважины, следовательно, к уменьшению отбора нефти.The disadvantage of this method is that in the conditions of small thicknesses of productive formations with both initial and water-oil zones formed during the development, the application of the known method does not allow to achieve high technological indicators of reservoir development, leads to complications and higher cost of development, as well as premature flooding well production, which leads to a reduction in the life of the well, therefore, to a decrease in oil production.
Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами, представленной продуктивным пластом небольшой толщины, нефтеизвлечения залежи, увеличение продуктивности скважин за счет сокращения объемов попутно добываемой воды, увеличения срока работы скважин, упрощение и сокращение затрат на бурение добывающих скважин.The technical objective of the proposed method is to increase the efficiency of the development of an oil reservoir with water-oil zones, represented by a productive formation of small thickness, oil recovery, increasing the productivity of wells by reducing the volume of produced water, increasing the life of the wells, simplifying and reducing the cost of drilling production wells.
Задача решается описываемым способом, включающим размещение горизонтальных добывающих скважин в продуктивном пласте и отбор нефти через добывающие скважины.The problem is solved by the described method, including the placement of horizontal production wells in the reservoir and the selection of oil through production wells.
Новым является то, что разбуривают продуктивный пласт от кровли пласта, по крайней мере, одной условно-горизонтальной скважиной с углом наклона ствола 75-85° к вертикали по нисходящему профилю, обеспечивающим размещение забоя скважины вблизи водонефтяного контакта вне области высоких градиентов давления, не превышающих 0,25 МПа/м, обсаживают скважину со спуском эксплуатационной колонны до забоя скважины, причем часть колонны выполнена из стеклопластиковой трубы длиной 10-15 м, размещенной в прикровельной части пласта, вскрывают 30-70% продуктивного пласта начиная от кровли, при этом по мере обводнения скважины довыработку запасов нефти осуществляют путем бурения второго наклонного и/или горизонтального стволов выше первого ствола с врезкой в стеклопластиковой части колонны.What is new is that they drill a productive formation from the top of the formation with at least one conventionally horizontal well with a bore angle of 75-85 ° to the vertical along the downward profile, ensuring the placement of the bottom of the well near the oil-water contact outside the region of high pressure gradients not exceeding 0.25 MPa / m, casing the well with the launch of the production string to the bottom of the well, and part of the string is made of fiberglass pipe 10-15 m long, located in the near-side part of the formation, 30-70% of the product is opened Nogo formation from a roof, wherein at least watering dovyrabotku oil wells is carried out by drilling a second angle and / or horizontal stems above first strand fiberglass with a hole in the column.
Проведенные предварительные патентные исследования по патентному фонду, а также по фонду научно-технической библиотеки института "ТатНИПИнефть" показали отсутствие идентичных или эквивалентных технических решений в сравнении с заявляемым объектом. Это позволяет сделать вывод о соответствии его критерию "новизна" и "изобретательский уровень".The preliminary patent research on the patent fund, as well as on the fund of the scientific and technical library of the TatNIPIneft Institute, showed the absence of identical or equivalent technical solutions in comparison with the claimed object. This allows us to conclude that it meets the criteria of "novelty" and "inventive step".
На чертеже представлена схема размещения условно-горизонтальной скважины в продуктивном пласте залежи с водонефтяной зоной.The drawing shows a layout of a conventionally horizontal well in a productive formation of a reservoir with a water-oil zone.
Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.The inventive method is carried out in the following sequence.
Нефтяную залежь разбуривают редкой сеткой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, осуществляют его обустройство. Производят закачку воды в нагнетательные скважины и добычу нефти из добывающих скважин. Уточняют геологическое строение залежи, запасы нефти, фильтрационные характеристики пластов и границы водонефтяных и чисто нефтяных зон, строят совмещенную карту литологическую и разработки.An oil reservoir is drilled with a rare grid of vertical production and injection wells, and its arrangement is carried out. Water is injected into injection wells and oil is extracted from production wells. They refine the geological structure of the deposit, oil reserves, the filtration characteristics of the reservoirs and the boundaries of the oil-water and purely oil zones, build a combined lithological and development map.
С использованием полученной информации разбуривают продуктивный пласт небольшой толщины от кровли пласта, по крайней мере, одной условно-горизонтальной скважиной, чтобы в процессе разработки нефтяной залежи сократить объем попутно добываемой воды и увеличить срок работы скважины. Для этого угол наклона ствола устанавливают 75-85° к вертикали по нисходящему профилю. Размещают забой скважины вблизи водонефтяного контакта вне области высоких градиентов давления, не превышающих 0,25 МПа/м. Расстояние до водонефтяного контакта определяется в каждом конкретном случае индивидуально (в зависимости от степени обводненности, вязкостей нефти и воды и др. признаков). Обсаживают скважину со спуском эксплуатационной колонны до забоя скважины. Часть колонны выполняют из стеклопластиковой трубы длиной 10-15 м и размещают в прикровельной части пласта. Вскрывают 30-70% продуктивного пласта начиная от кровли, в том числе и интервал со стеклопластиковой частью. Скважину вводят в эксплуатацию и эксплуатируют до предельной обводненности 90-99% добываемой нефти. По мере обводнения скважины колонну заливают цементным раствором до стеклопластиковой части. Довыработку запасов нефти осуществляют путем бурения второго наклонного и/или горизонтального стволов выше первого ствола с врезкой в стеклопластиковой части колонны. При этом размещают второй наклонный и/или горизонтальный стволы с учетом толщины пласта, степени обводненности, обводненной толщины продуктивного пласта и других индивидуальных параметров для каждой отдельно рассматриваемой скважины, определяемых по известным методикам. В случае прорыва воды по самым проницаемым прослоям целесообразно размещать второй наклонный ствол только над первым стволом. В случае образования конуса целесообразно размещать второй наклонный ствол над первым стволом с любым азимутом бурения. Второй горизонтальный ствол размещают над первым стволом при любых условиях обводнения с любым азимутом бурения. Второй наклонный и горизонтальный стволы размещают при любых условиях обводнения с изменением азимута бурения. Пускают скважину в эксплуатацию и эксплуатируют до полной выработки пласта и предельной обводненности добываемой продукции.Using the information obtained, a small-scale productive formation is drilled from the top of the formation with at least one semi-horizontal well in order to reduce the amount of produced water and increase the life of the well during the development of the oil reservoir. For this, the angle of inclination of the barrel is set 75-85 ° to the vertical along the descending profile. The bottom of the well is placed near the oil-water contact outside the region of high pressure gradients not exceeding 0.25 MPa / m. The distance to the oil-water contact is determined individually in each case (depending on the degree of water cut, viscosity of oil and water, and other signs). Casing a well with the descent of the production string to the bottom of the well. Part of the column is made of fiberglass pipe with a length of 10-15 m and placed in the near-side part of the formation. They reveal 30-70% of the productive layer starting from the roof, including the interval with the fiberglass part. The well is put into operation and exploited to the maximum water cut of 90-99% of the produced oil. As the well is flooded, the column is poured with cement mortar to the fiberglass part. Additional production of oil reserves is carried out by drilling a second inclined and / or horizontal well above the first well with a tie in the fiberglass part of the column. At the same time, the second inclined and / or horizontal shafts are placed taking into account the thickness of the formation, the degree of water cut, the water-cut thickness of the reservoir and other individual parameters for each separately considered well, determined by known methods. In case of water breakthrough along the most permeable interlayers, it is advisable to place the second inclined trunk only above the first trunk. In the case of a cone, it is advisable to place a second inclined shaft above the first shaft with any drilling azimuth. A second horizontal wellbore is placed above the first wellbore under any flooding conditions with any drilling azimuth. The second inclined and horizontal shafts are placed under any irrigation conditions with a change in drilling azimuth. They put the well into operation and exploit it until the reservoir is fully developed and the water cut of the produced products is limited.
Предлагаемый способ позволяет улучшить технологические показатели разработки нефтяной залежи как на ранней стадии разработки, так и на поздней, снизить затраты на бурение добывающих скважин, увеличить нефтеизвлечение залежи с водонефтяными зонами, увеличить продуктивность скважин за счет сокращения объемов попутно добываемой воды и увеличения срока работы скважин.The proposed method allows to improve the technological indicators of the development of oil deposits both at an early stage of development and at a later stage, to reduce the cost of drilling production wells, to increase oil recovery of deposits with water-oil zones, to increase well productivity by reducing the volume of produced water and increasing the life of the wells.
Примеры конкретного выполнения.Examples of specific performance.
Пример 1. Осуществление данного способа рассмотрим на примере разработки участка залежи бобриковских отложений. Участок разбурили редкой сеткой скважин, осуществили их обустройство. Построили совмещенную карту литологии и разработки залежи и подсчитали запасы нефти - 452 тыс. т. геологических и 181 тыс. т. извлекаемых. Исследования показали, что участок залежи полностью с подстилающей водой. Эффективная нефтенасыщенная толщина равна 4 м. Произвели закачку воды в нагнетательные и добычу нефти из добывающих скважин. Произвели замеры объемов добычи нефти, воды, закачки жидкости и пластового давления. Пробурили условно-горизонтальную добывающую скважину от кровли пласта на всю глубину залежи с углом наклона ствола во входе в продуктивный пласт 75° к вертикали. Рассчитали пластовое давление на расстоянии 5 м от вскрытого ствола при снижении забойного давления до 3,0 МПа с использованием формулы Дюпии:Example 1. The implementation of this method, consider the example of the development of the site deposits Bobrikovsky deposits. The site was drilled with a rare grid of wells, they were arranged. We built a combined map of lithology and reservoir development and calculated oil reserves - 452 thousand tons of geological and 181 thousand tons of recoverable. Studies have shown that the reservoir area is completely with underlying water. The effective oil-saturated thickness is 4 m. Water was pumped into injection wells and oil was extracted from production wells. They measured the volumes of oil, water, fluid injection and reservoir pressure. A conventionally horizontal production well was drilled from the top of the formation to the entire depth of the reservoir with a barrel inclination angle of 75 ° to the vertical at the entrance to the reservoir. The reservoir pressure was calculated at a distance of 5 m from the open hole when the bottomhole pressure was reduced to 3.0 MPa using the Dupia formula:
где Pпл - пластовое давление, МПа; q - дебит скважины, м3/сут; μ - вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с; Rк - радиус контура питания, м; rс - радиус скважины, м; k - проницаемость, мкм; h - толщина пласта, м; Рзаб - забойное давление, МПа.where P PL - reservoir pressure, MPa; q - well flow rate, m 3 / day; μ - oil viscosity in reservoir conditions, MPa · s; R to - the radius of the power circuit, m; r s - well radius, m; k is the permeability, microns; h is the thickness of the reservoir, m; P zab - bottomhole pressure, MPa.
Пластовое давление на расстоянии 5 м от вскрытой части при забойном давлении 3,0 МПа, начальном пластовом давлении 9,5 МПа, дебите 30 м3/сут составило 7,3 МПа. А при расстоянии 0,1 м-3,35 МПа. Таким образом, основное падение пластового давления происходит вблизи вскрытого ствола скважины (5-7 м от ствола). При применении предлагаемого способа разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами разместили забой наклонной скважины вблизи водонефтяного контакта за пределами низких пластовых давлений, за пределами высоких градиентов давлений (Рпл-Рзаб)=0,20 МПа/м. Тем самым исключили возможность прорыва подошвенных вод по заколонному пространству и по зоне частично разрушенного при бурении коллектора около ствола скважины. Обсадили скважину со спуском эксплуатационной колонны до забоя скважины со стеклопластиковой частью длиной 10 м в прикровельной части пласта. Вскрыли 67% продуктивного пласта, начиная от кровли, в том числе и интервал со стеклопластиковой частью известным методом перфорации. При толщине продуктивной нефтенасыщенной части 4 м и входе ствола в пласт под углом 75 к вертикали общая длина ствола в продуктивном интервале составила 15 м. Из них вскрыли 67% - это 10 м. Расстояние от нижних дыр перфорации до водонефтяного контакта составило 5 м. Ввиду этого безводный срок эксплуатации скважины увеличился в 1,5 раза. Дебит скважины увеличился в два раза за счет удлинения вскрытого интервала и составил 30 т/сут. За время эксплуатации добыли по участку 140 тыс.т нефти, из них дополнительно добыли 41 тыс.т. После обводнения скважины до 99% в результате прорыва воды по самым проницаемым плослоям пробурили второй наклонный ствол выше первого с изменением азимута бурения на 10° относительно первого ствола. Вскрыли пласт и пустили скважину в эксплуатацию повторно. Врезание второго наклонного ствола в стеклопластиковом интервале позволило упростить и снизить стоимость его бурения на 20% и составило 2 млн. руб., улучшить технологические показатели разработки, упростить бурение и продлить срок эксплуатации безводного периода скважины. Экономия бурения второго наклонного ствола в трех скважинах составила 1,2 млн. руб. При себестоимости добычи нефти 2 тыс. руб. за тонну и цене нефти 3500 рублей за тонну экономия от дополнительной добычи нефти составит:The reservoir pressure at a distance of 5 m from the exposed part with a bottomhole pressure of 3.0 MPa, an initial reservoir pressure of 9.5 MPa, a flow rate of 30 m 3 / day was 7.3 MPa. And at a distance of 0.1 m-3.35 MPa. Thus, the main drop in reservoir pressure occurs near the opened wellbore (5-7 m from the wellbore). When applying the proposed method for the development of an oil reservoir with oil-water zones, the bottom hole of an inclined well was placed near the oil-water contact outside of low reservoir pressures, outside of high pressure gradients (R pl -R zab ) = 0.20 MPa / m. This excluded the possibility of a breakthrough of bottom water in the annulus and in the area of the reservoir partially destroyed during drilling near the wellbore. We discussed the well with the launch of the production string to the bottom of the well with a fiberglass part 10 m long in the near-side part of the formation. Opened 67% of the reservoir, starting from the roof, including the interval with the fiberglass part of the known method of perforation. With a thickness of the productive oil-saturated part of 4 m and a hole entering the formation at an angle of 75 to the vertical, the total length of the well in the production interval was 15 m. Of these, 67% were opened - 10 m. The distance from the lower perforation holes to the oil-water contact was 5 m. This anhydrous well life increased by 1.5 times. The flow rate of the well doubled due to the lengthening of the opened interval and amounted to 30 tons / day. During the operation, 140 thousand tons of oil were produced in the area, of which 41 thousand tons were additionally extracted. After watering the well to 99% as a result of water breakthrough, the second inclined well was drilled along the most permeable sections above the first with a change in drilling azimuth of 10 ° relative to the first well. They opened the formation and put the well into operation again. The insertion of the second inclined shaft in the fiberglass interval allowed us to simplify and reduce the cost of drilling it by 20% and amounted to 2 million rubles, to improve technological development indicators, simplify drilling and extend the life of the anhydrous well period. Savings in drilling the second inclined shaft in three wells amounted to 1.2 million rubles. At a cost of oil production of 2 thousand rubles. per ton and price of oil 3,500 rubles per ton, the savings from additional oil production will be:
где ΔQн - дополнительная добыча нефти, тыс. т.; Ц - цена нефти, тыс. руб./т.; С - себестоимость дополнительно добытой нефти.where ΔQн - additional oil production, thousand tons; C - oil price, thousand rubles / t .; C is the cost of additionally extracted oil.
По предлагаемому способу в среднем в год будет добываться 7,71 тыс. т. дополнительной нефти и экономия за 1 год составит 11,6 млн. руб. Кроме того, 1,2 млн. руб. экономия в капитальных вложениях.According to the proposed method, an average of 7.71 thousand tons of additional oil will be produced per year and the savings for 1 year will amount to 11.6 million rubles. In addition, 1.2 million rubles. savings in capital investment.
Пример 2. Выполняют, как пример 1. Исследования показали, что участок залежи полностью с подстилающей водой. Эффективная нефтенасыщенная толщина равна 4 м. Пробурили наклонную добывающую скважину от кровли пласта на всю глубину залежи с углом наклона ствола во входе в продуктивный пласт 80° к вертикали, общая длина ствола в продуктивном интервале составила 23 м. При применении предлагаемого способа разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами размещают забой наклонной скважины вблизи водонефтяного контакта за пределами низких пластовых давлений, за пределами высоких градиентов давлений (Рпл-Рзаб)=0,21 МПа/м. Обсадили скважину со спуском эксплуатационной колонны до забоя скважины со стеклопластиковой частью длиной 12 м в прикровельной части пласта. Вскрыли 50% продуктивного пласта, начиная от кровли, в том числе и интервал со стеклопластиковой частью известным методом перфорации. После обводнения скважины до 99% пробурили второй горизонтальный ствол с целью ухода от конуса обводнения первого ствола. Разместили второй горизонтальный ствол выше первого с изменением азимута бурения относительно первого ствола на 5°, вскрыли пласт и пустили скважину в эксплуатацию повторно. Добыли дополнительно 50 тыс. тонн нефти. Врезание второго ствола в стеклопластиковом интервале позволило снизить стоимость его бурения на 20% и составило 2,1 млн.руб., улучшить технологические показатели разработки. Экономия бурения второго ствола в трех скважинах составила 1,26 млн.руб. При себестоимости добычи нефти 2 тыс.руб. за тонну и цене нефти 3500 руб за тонну экономия от дополнительной добычи составит:Example 2. Perform, as example 1. Studies have shown that the site of the deposit completely with underlying water. The effective oil-saturated thickness is 4 m. An inclined production well was drilled from the top of the reservoir to the entire depth of the reservoir with an angle of inclination of the barrel at the entrance to the reservoir of 80 ° to the vertical, the total length of the barrel in the production interval was 23 m. When applying the proposed method for developing an oil reservoir with the oil-water zones place the bottom hole of an inclined well near the oil-water contact outside of low reservoir pressures, outside of high pressure gradients (R pl -R zab ) = 0.21 MPa / m. We discussed the well with the launch of the production string to the bottom of the well with a fiberglass part of 12 m in length in the near-side part of the formation. 50% of the reservoir was opened, starting from the roof, including the interval with the fiberglass part by the known method of perforation. After watering the well, up to 99% drilled the second horizontal wellbore in order to avoid the watering cone of the first wellbore. We placed the second horizontal well above the first with a change in drilling azimuth relative to the first well by 5 °, opened the formation and put the well into operation again. An additional 50,000 tons of oil were produced. Insertion of the second barrel in the fiberglass interval allowed to reduce the cost of drilling by 20% and amounted to 2.1 million rubles, to improve the technological performance of the development. Saving drilling of the second trunk in three wells amounted to 1.26 million rubles. At a cost of oil production of 2 thousand rubles. per ton and price of oil 3,500 rubles per ton, the savings from additional production will be:
По предлагаемому способу в среднем в год будет добываться 7,91 тыс.т. дополнительной нефти и экономия составит 11,87 млн.руб. Кроме того, 1,26 млн.руб. экономия в капитальных вложениях.According to the proposed method, an average of 7.91 thousand tons will be mined per year. additional oil and savings of 11.87 million rubles. In addition, 1.26 million rubles. savings in capital investment.
Пример 3. Выполняют, как пример 1. Исследования показали, что участок залежи полностью с подстилающей водой. Эффективная нефтенасыщенная толщина равна 4 м. Пробурили наклонную добывающую скважину от кровли пласта на всю глубину залежи с углом наклона ствола во входе в продуктивный пласт 83° к вертикали, общая длина ствола в продуктивном интервале составила 33 м. При применении предлагаемого способа разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами разместили забой наклонной скважины вблизи водонефтяного контакта за пределами низких пластовых давлений, за пределами высоких градиентов давлений (Рпл-Рзаб)=0,23 МПа/м. Обсадили скважину со спуском эксплуатационной колонны до забоя скважины со стеклопластиковой частью длиной 15 м в прикровельной части пласта. Вскрыли 65% продуктивного пласта, начиная от кровли, в том числе и интервал со стеклопластиковой частью известным методом перфорации. После обводнения скважины до 99% при неравномерном прорыве подошвенных вод по самым проницаемым пропласткам и конусу обводнения бурят второй наклонный и горизонтальный стволы. Горизонтальный ствол разместили выше первого по тому же азимуту, а наклонный с изменением азимута бурения на 10°. Вскрыли пласт и пустили скважину в эксплуатацию повторно. Добыли дополнительно 55 тыс.тонн нефти. Врезание второго ствола в стеклопластиковом интервале позволило снизить стоимость его бурения на 18% и составило 2,5 млн.руб., улучшить технологические показатели разработки. Экономия бурения второго ствола в трех скважинах составила 1,350 млн.руб. При себестоимости добычи нефти 2 тыс.руб. за тонну и цене нефти 3500 руб за тонну экономия от дополнительной добычи составит:Example 3. Perform, as example 1. Studies have shown that the site of the reservoir completely with underlying water. The effective oil-saturated thickness is 4 m. An inclined production well was drilled from the formation roof to the entire depth of the reservoir with an inclination angle of the trunk at the entrance to the reservoir of 83 ° to the vertical, the total length of the barrel in the production interval was 33 m. When applying the proposed method for developing an oil reservoir with the oil-water zones placed the bottom of an inclined well near the oil-water contact outside of low reservoir pressures, outside of high pressure gradients (P pl -P zab ) = 0.23 MPa / m. We discussed the well with the launch of the production string to the bottom of the well with a fiberglass part of 15 m in length in the near-side part of the formation. Opened 65% of the reservoir, starting from the roof, including the interval with the fiberglass part of the known method of perforation. After watering the well to 99% with an uneven breakthrough of bottom water along the most permeable interlayers and the cone of watering, a second inclined and horizontal shafts are drilled. A horizontal well was placed above the first one in the same azimuth, and an inclined one with a 10 ° change in drilling azimuth. They opened the formation and put the well into operation again. An additional 55 thousand tons of oil were produced. Insertion of the second barrel in the fiberglass interval allowed to reduce the cost of drilling by 18% and amounted to 2.5 million rubles, to improve the technological performance of the development. Saving drilling of the second trunk in three wells amounted to 1.350 million rubles. At a cost of oil production of 2 thousand rubles. per ton and price of oil 3,500 rubles per ton, the savings from additional production will be:
По предлагаемому способу в среднем в год будет добываться 8,0 тыс.т. дополнительной нефти и экономия за год составит 12,0 млн.руб. Кроме того, 1,35 млн.руб. экономия в капитальных вложениях.According to the proposed method, an average of 8.0 thousand tons will be mined per year. additional oil and annual savings of 12.0 million rubles. In addition, 1.35 million rubles. savings in capital investment.
Применение предлагаемого способа позволяет повысить нефтеизвлечение залежи с водонефтяными зонами, увеличить продуктивность скважин, срок работы скважин, улучшить технологические показатели разработки, упростить и сократить затраты на бурение добывающих скважин.The application of the proposed method allows to increase oil recovery of deposits with water-oil zones, to increase well productivity, well life, improve technological development indicators, simplify and reduce the cost of drilling production wells.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005106971/03A RU2282023C1 (en) | 2005-03-10 | 2005-03-10 | Development method for oil deposit having oil-water zones |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005106971/03A RU2282023C1 (en) | 2005-03-10 | 2005-03-10 | Development method for oil deposit having oil-water zones |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2282023C1 true RU2282023C1 (en) | 2006-08-20 |
Family
ID=37060620
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005106971/03A RU2282023C1 (en) | 2005-03-10 | 2005-03-10 | Development method for oil deposit having oil-water zones |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2282023C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2447272C1 (en) * | 2011-05-27 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of massive deposit development |
| RU2506417C1 (en) * | 2012-08-07 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
| RU2564722C1 (en) * | 2014-08-13 | 2015-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method of operation of hydrocarbons reservoir |
| RU2738146C1 (en) * | 2020-04-30 | 2020-12-08 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of formation with bottom water |
-
2005
- 2005-03-10 RU RU2005106971/03A patent/RU2282023C1/en active
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2447272C1 (en) * | 2011-05-27 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of massive deposit development |
| RU2506417C1 (en) * | 2012-08-07 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
| RU2564722C1 (en) * | 2014-08-13 | 2015-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method of operation of hydrocarbons reservoir |
| RU2738146C1 (en) * | 2020-04-30 | 2020-12-08 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of formation with bottom water |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| RU2459935C1 (en) | Multi-site oil deposit development method | |
| RU2339801C2 (en) | Method for development of multi-horizon non-uniform oil fields by means of branched horizontal wells | |
| RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
| EA001243B1 (en) | Method for stimulating production from lenticular natural gas formations | |
| RU2305758C1 (en) | Method for oil field development | |
| RU2515651C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2567918C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2282023C1 (en) | Development method for oil deposit having oil-water zones | |
| RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2283947C1 (en) | Method for oil pool development with horizontal wells | |
| RU2386795C1 (en) | Development method of oil field with water-oil zones | |
| RU2176021C2 (en) | Method of forming directed vertical or horizontal fracture in formation fracturing | |
| RU2578090C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| RU2097536C1 (en) | Method of developing irregular multiple-zone oil deposit | |
| RU2514046C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2170340C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2732744C1 (en) | Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit | |
| RU2288354C2 (en) | Method for complex processing of oil deposit with gas cap | |
| RU2290498C1 (en) | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness | |
| RU2595112C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of development | |
| RU2282022C2 (en) | Development method for stacked oil pool having water-oil zones and/or massive pool | |
| RU2630514C1 (en) | Method of operation of production and water-bearing formations separated by impermeable interlayer, well with horizontal shafts and cracks of formation hydraulic fracturing | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well |