RU2290500C1

RU2290500C1 - Method for inter-well transit of liquid

Info

Publication number: RU2290500C1
Application number: RU2005119473/03A
Authority: RU
Inventors: Наиль Габдулбариевич Ибрагимов (RU); Наиль Габдулбариевич Ибрагимов; Айрат Фикусович Закиров (RU); Айрат Фикусович Закиров; Евгений Витальевич Ожередов (RU); Евгений Витальевич Ожередов; Ринат Йолдузович Сафуанов (RU); Ринат Йолдузович Сафуанов; Мирзахан Атакиши оглы Джафаров (RU); Мирзахан Атакиши оглы Джафаров
Original assignee: ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2005-06-23
Filing date: 2005-06-23
Publication date: 2006-12-27

Abstract

FIELD: oil industry, possible use during extraction of water-flooded oil pool and during operation of system for maintaining bed pressure.

SUBSTANCE: method includes intake of oil from the bed, extraction of bed water through water intake wells and forcing of bed water through force wells into the bed. In accordance to invention, inter-well transit of liquid is performed when extracted oil is watery beyond profitability - water saturation of about 98-99,9%. As water-intake wells, former product wells are used. Intake of bed water is performed from watery productive bed, forcing of bed water through force wells is performed into bed with non-extracted oil deposits. Intake of oil from bed is performed through water-intake well. In water-intake well oil and water are separated. Water is drained through tubing string and is fed via exhaust or water main line into force wells. Oil is accumulated in inter-tubular space of well. after filling inter-tubular space with oil, well is stopped, circulation of liquid in well is organized, oil from inter-tubular space is forced into oil line by reversed water flow and well operation is launched. Time of filling of inter-tubular space is determined from analytical expression.

EFFECT: increased efficiency of operations.

1 ex, 3 cl

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке обводненной нефтяной залежи и работе системы поддержания пластового давления.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a waterlogged oil reservoir and the operation of a reservoir pressure maintenance system.

Известен способ закачки вытесняющего агента в скважину, включающий размещение вблизи нагнетательной скважины в специальном шурфе электроцентробежного насоса, соединение выкидной линии электроцентробежного насоса с нагнетательной скважиной, а всасывающей части - с трубопроводом водоисточника и подачу воды к электроцентробежному насосу по низконапорным коммуникациям (Патент РФ № 2079640, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 1997 г.).A known method of pumping a displacing agent into a well, including placing an electric centrifugal pump in a special pit near a injection well, connecting a flow line of an electric centrifugal pump to a pressure well, and a suction part to a water source pipeline and supplying water to an electric centrifugal pump via low pressure communications (RF Patent No. 2079640, CL E 21 B 43/20, published. 1997).

Известный способ не позволяет оперативно управлять процессом добычи и закачки воды при остановке электроцентробежного насоса, что снижает эффективность и надежность способа.The known method does not allow to quickly manage the process of production and injection of water when the electric centrifugal pump is stopped, which reduces the efficiency and reliability of the method.

Известен способ разработки многопластовой неоднородной нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины из пластов, отбор пластовой воды из нижележащего пласта через водозаборные скважины и закачку пластовой воды через нагнетательные скважины в пласты. При этом бурят дополнительные скважины на всю глубину залежи. При прохождении через нефтяной пласт скважины эксплуатируют как добывающие. При прохождении до подстилающего слоя, минуя нефтяной пласт, скважины эксплуатируют как водозаборные, отбирают через них пластовую подстилающую воду и закачивают ее в качестве рабочего агента через нагнетательные скважины в нефтяные пласты. Пластовую подстилающую воду перекачивают из водозаборной скважины в нагнетательную скважину по герметичным трубопроводам без контакта с кислородом воздуха и без разрыва струи. Водозаборные скважины снабжают электроцентробежными насосами высокой производительности и соединяют с ближайшими нагнетательными скважинами герметичными наземными водоводами (Патент РФ № 2061177, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 1996 г.).A known method of developing a multilayer heterogeneous oil reservoir, including the selection of oil through producing wells from the reservoirs, the selection of produced water from the underlying reservoir through the water wells and pumping formation water through injection wells into the reservoirs. At the same time, additional wells are drilled to the entire depth of the reservoir. When passing through an oil reservoir, wells are operated as producing. When passing to the underlying layer, bypassing the oil reservoir, the wells are operated as water intakes, the reservoir underlying water is taken through them and pumped as a working agent through injection wells into the oil reservoirs. The formation water is pumped from the water well to the injection well through pressurized pipelines without contact with atmospheric oxygen and without breaking the stream. The water wells are equipped with high-performance electric centrifugal pumps and connected to the nearest injection wells with sealed ground water conduits (RF Patent No. 2061177, class E 21 B 43/20, published in 1996).

Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, исключить затраты на подготовку рабочего агента, предотвратить рост сульфатвосстанавливающих бактерий в пласте, однако способ не позволяет оперативно управлять процессом добычи и закачки пластовой воды при остановке одной или нескольких водозаборных скважин, что снижает эффективность и надежность способа.The known method allows you to select the main oil reserves from the reservoir, eliminate the cost of preparing the working agent, prevent the growth of sulfate-reducing bacteria in the reservoir, however, the method does not allow you to quickly control the production and injection of produced water when one or more water wells are stopped, which reduces the efficiency and reliability of the method .

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины из пластов, отбор пластовой подстилающей воды из водоносного пласта через водозаборные скважины, закачку пластовой подстилающей воды через нагнетательные скважины в пласты, закольцовывание выкидных линий водозаборных скважин, перераспределение объемов закачки пластовой воды штуцированием подводящих трубопроводов к нагнетательным скважинам, а при остановке одной или нескольких водозаборных скважин осуществление добычи пластовой воды из прочих водозаборных скважин и нагнетание в нагнетательные скважины через закольцованный трубопровод и штуцированные подводящие к нагнетательным скважинам трубопроводы с обеспечением закачки пластовой воды электроцентробежными насосами суммарной производительностью, несколько меньшей суммарной приемистости нагнетательных скважин, и обеспечением перераспределения и ограничения закачиваемых объемов рабочего агента до уровня производительности электроцентробежных насосов (Патент РФ № 2177537, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 2001 г. - прототип).Closest to the invention, the technical essence is a method of developing an oil reservoir, including the selection of oil through production wells from the reservoirs, the selection of formation water from the aquifer through water wells, the injection of formation water through injection wells into the reservoirs, loopback of flow lines of water wells, redistribution volumes of injection of produced water by plumbing of supply pipelines to injection wells, and when one or several water carriers stop wells, producing produced water from other water wells and injecting it into injection wells through a looped pipe and choked pipelines leading to injection wells, providing for injection of formation water with electric centrifugal pumps with a total capacity, somewhat lower total injectivity of injection wells, and ensuring redistribution and limitation of injected volumes of working volumes agent to the performance level of electric centrifugal pumps (Pa awning of the Russian Federation No. 2177537, class E 21 B 43/20, published. 2001 - prototype).

Известный способ позволяет оперативно управлять процессом добычи и закачки пластовой воды при остановке одной или нескольких водозаборных скважин, однако способ не позволяет добывать попутную нефть и газ, находящиеся в перекачиваемой воде, что снижает эффективность работ.The known method allows you to quickly manage the process of production and injection of produced water when stopping one or more water wells, however, the method does not allow to produce associated oil and gas located in the pumped water, which reduces the efficiency of the work.

В изобретении решается задача повышения эффективности производства работ.The invention solves the problem of increasing the efficiency of work.

Задача решается тем, что в способе межскважинной перекачки жидкости, включающем отбор нефти из пласта, отбор пластовой воды через водозаборные скважины и закачку пластовой воды через нагнетательные скважины в пласт, согласно изобретению межскважинную перекачку жидкости проводят при обводнении добываемой нефти выше предела рентабельности ее добычи, в качестве водозаборных скважин используют бывшие добывающие скважины, отбор пластовой воды ведут из обводнившегося продуктивного пласта, закачку пластовой воды через нагнетательные скважины ведут в пласт с невыработанными запасами нефти, отбор нефти из пласта ведут через водозаборную скважину, в водозаборной скважине разделяют нефть и воду, воду отбирают по колонне насосно-компрессорных труб и по выкидной и водопроводной линии закачивают в нагнетательные скважины, нефть накапливают в межтрубном пространстве скважины, после заполнения межтрубного пространства скважины нефтью скважину останавливают, организуют циркуляцию жидкости в скважине, нефть из межтрубного пространства вытесняют в нефтепровод обратным потоком воды и запускают скважину в работу, при этом время заполнения межтрубного пространства скважины нефтью определяют по формулеThe problem is solved in that in the method of cross-hole pumping fluid, including the selection of oil from the reservoir, the selection of produced water through water wells and pumping formation water through injection wells into the reservoir, according to the invention, cross-hole pumping of fluid is carried out when the produced oil is irrigated above the profitability limit of its production, in former production wells are used as water wells, formation water is taken from the irrigated productive formation, formation water is injected through injection wells zhiny lead into the formation nevyrabotannymi oil reserves, the selection of oil from the formation are through boreholes, in boreholes separated oil and water, water collected in the column tubing and flowline and pumped into the injection wells the water line, the oil accumulated in the annulus wells, after filling the annulus of the well with oil, the well is stopped, the fluid is circulated in the well, the oil from the annulus is displaced into the pipeline by the reverse flow water and run the well into operation, while the filling time of the annulus of the well with oil is determined by the formula

где Т - время заполнения межтрубного пространства скважины нефтью, сут; f - площадь сечения межтрубного пространства, м²; Q - производительность электроцентробежного насоса при установившемся динамическом уровне жидкости, м³/сут; в - обводненность добываемой жидкости, доли единицы; ρ_н - плотность нефти, кг/м³; ρ_в - плотность воды, кг/м³; Н_ст - статический уровень жидкости в скважине, м; Н_ДН - установившейся динамический уровень жидкости в скважине, м; Н_к - глубина спуска сливного - обратного клапана, м.where T is the time of filling the annulus of the well with oil, days; f is the cross-sectional area of the annulus, m ² ; Q is the performance of the electric centrifugal pump at a steady dynamic fluid level, m ³ / day; c - water cut of the produced fluid, fraction of a unit; ρ _n - oil density, kg / m ³ ; ρ _in - the density of water, kg / m ³ ; N _st - static fluid level in the well, m; N _DN - steady-state dynamic fluid level in the well, m; N _to - the depth of the drain - check valve, m

Признаками изобретения являются:The features of the invention are:

1) отбор нефти из пласта;1) the selection of oil from the reservoir;

2) отбор пластовой воды через водозаборные скважины;2) selection of produced water through water wells;

3) закачка пластовой воды через нагнетательные скважины в пласт;3) injection of produced water through injection wells into the formation;

4) межскважинная перекачка жидкости при обводнении добываемой нефти выше предела рентабельности ее добычи;4) cross-hole pumping of liquid during watering of produced oil above the limit of profitability of its production;

5) использование в качестве водозаборных скважин бывших добывающих скважин;5) the use of former production wells as water wells;

6) отбор пластовой воды из обводнившегося продуктивного пласта;6) the selection of produced water from the irrigated reservoir;

7) закачка пластовой воды через нагнетательные скважины в пласт с невыработанными запасами нефти;7) injection of produced water through injection wells into a reservoir with undeveloped oil reserves;

8) отбор нефти из пласта через водозаборную скважину;8) the selection of oil from the reservoir through a water well;

9) в водозаборной скважине разделение нефти и воды;9) in a water well, separation of oil and water;

10) отбор воды по колонне насосно-компрессорных труб;10) water withdrawal along the tubing string;

11) по выкидной и водопроводной линии закачка воды в нагнетательные скважины;11) on the flow and water lines, the injection of water into injection wells;

12) накапливание нефти в межтрубном пространстве скважины;12) the accumulation of oil in the annulus of the well;

13) после заполнения межтрубного пространства скважины нефтью остановка скважины;13) after filling the annulus of the well with oil, stopping the well;

14) организация циркуляции жидкости в скважине;14) the organization of fluid circulation in the well;

15) вытеснение нефти из межтрубного пространства в нефтепровод обратным потоком воды;15) the displacement of oil from the annular space into the oil pipeline by the reverse flow of water;

16) запуск скважины в работу;16) well start-up;

17) определение времени заполнения межтрубного пространства скважины нефтью по специальной формуле.17) determination of the time for filling the annulus of the well with oil using a special formula.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-17 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1-3 are common with the prototype, signs 4-17 are the salient features of the invention.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

При разработке нефтяной залежи заводнением в качестве рабочего агента используют пластовую воду, которую отбирают из пласта через водозаборные скважины и закачивают в пласты через нагнетательные скважины электроцентробежными насосами без разрыва струи и без сообщения с кислородом воздуха. Это позволяет исключить затраты на подготовку рабочего агента, предотвратить рост сульфатвосстанавливающих бактерий в пласте. Однако при этом попутно добываемая нефть также закачивается в пласт и безвозвратно теряется. В изобретении решается задача повышения эффективности производства работ за счет добычи попутной нефти. Задача решается следующей совокупностью операций.When developing an oil reservoir by flooding, formation water is used as a working agent, which is taken from the reservoir through water wells and pumped into the reservoir through injection wells by electric centrifugal pumps without breaking the stream and without communication with air oxygen. This eliminates the cost of preparing a working agent, and prevents the growth of sulfate-reducing bacteria in the reservoir. However, at the same time, simultaneously produced oil is also pumped into the reservoir and is irretrievably lost. The invention solves the problem of increasing the efficiency of work by producing associated oil. The problem is solved by the following set of operations.

После выработки основных запасов нефти достигают предела рентабельности разработки. Как правило, это наступает при обводненности добываемой нефти порядка 98,0-99,9%. Добывать 98% воды и только 2% нефти становится нерентабельно. В такой ситуации добываемую воду используют в качестве рабочего агента при заводнении невыработанных участков того же продуктивного пласта или других продуктивных пластов. Для этого организуют межскважинную перекачку жидкости. Бывшие добывающие скважины переоснащают под водозаборные скважины, снабжают их колонной насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, подсоединяют колонну насосно-компрессорных труб к выкидной и водопроводной линии. Водопроводную линию соединяют с нагнетательными скважинами. Осуществляют межскважинную перекачку воды, т.е. перекачку добываемой пластовой воды между водозаборными скважинами и нагнетательными скважинами.After the development of the main oil reserves reach the limit of profitability. As a rule, this occurs when the water content of the produced oil is about 98.0-99.9%. To extract 98% of water and only 2% of oil becomes unprofitable. In such a situation, the produced water is used as a working agent in the flooding of undeveloped sections of the same reservoir or other reservoirs. To do this, cross-fluid pumping is organized. Former production wells are re-equipped for water wells, supply them with a tubing string with an electric centrifugal pump, and connect the tubing string to the flow and water lines. The water line is connected to the injection wells. Cross-well pumping of water is carried out, i.e. pumping produced produced water between water wells and injection wells.

Одновременно с этим в водозаборной скважине разделяют нефть и воду. Воду отбирают по колонне насосно-компрессорных труб и по выкидной и водопроводной линии закачивают в нагнетательные скважины. Нефть накапливают в межтрубном пространстве скважины. После заполнения межтрубного пространства скважины нефтью скважину останавливают, организуют циркуляцию жидкости в скважине, нефть из межтрубного пространства вытесняют в нефтепровод обратным потоком воды и запускают скважину в работу. Таким образом, проводят отбор попутной нефти из пласта через водозаборную скважину.At the same time, oil and water are separated in a water well. Water is withdrawn from the tubing string and is pumped through the flow and water lines into injection wells. Oil is accumulated in the annulus of the well. After filling the annulus of the well with oil, the well is stopped, the fluid is circulated in the well, the oil is forced out of the annulus into the pipeline with a reverse water flow and the well is put into operation. Thus, the selection of associated oil from the reservoir through a water well is carried out.

Для внутрискважинного разделения добываемой водонефтяной эмульсии с малым содержанием нефти может быть использован скважинный сепаратор, представленный на фиг.1-3.For downhole separation of the produced oil-water emulsion with a low oil content can be used downhole separator shown in Fig.1-3.

Сепаратор содержит хвостовик 1 с разделительной манжетой 2 и ограничителем 3, подсоединенный к нижней части погружного электродвигателя 4, связанного с поверхностью кабелем 5, электроцентробежный насос 6 со сливным-обратным клапаном 7, установленным на колонне насосно-компрессорных труб 8. Выше разделительной манжеты 2 хвостовик 1 имеет канал 9, сообщающий его внутреннюю полость с приемом электроцентробежного насоса 6. Ниже разделительной манжеты 2 с наружной стороны хвостовик 1 снабжен кожухом в виде стакана (кожух-стакан) 10 с направляющими 11, имеющим возможность вертикально перемещаться по хвостовику 1. Во внутренней полости хвостовик 1 имеет отводящую трубку 12 с окнами 13 для перепуска накопленной под манжетой 2 нефти выше приема электроцентробежного насоса 6 через патрубок 14. Собранное внутрискважинное оборудование спускают в обсадную колонну 15 скважины 16, межтрубное пространство которой на устье обвязано нефтепроводом 17, а выкидная линия соединена с водопроводом 18. Кожух-стакан 10 с помощью срезного штифта 19 зафиксирован на хвостовике 1. На муфтах 20 кожуха-стакана 10 размещены боковые подпружиненные сухарики 21, выполненные направлением вверх и контактирующие с обсадной колонной 15. Стенки кожуха-стакана 10 расположены около внутренней поверхности обсадной колонны 15.The separator comprises a shank 1 with a separating sleeve 2 and a limiter 3 connected to the lower part of the submersible motor 4, connected to the surface by a cable 5, an electric centrifugal pump 6 with a drain-check valve 7 mounted on the tubing string 8. Above the separating sleeve 2, a shank 1 has a channel 9 communicating its internal cavity with the intake of an electric centrifugal pump 6. Below the dividing sleeve 2, the shank 1 is provided with a casing in the form of a glass (casing-glass) 10 with guides 11 , with the ability to vertically move along the liner 1. In the inner cavity, the liner 1 has a discharge tube 12 with windows 13 for passing oil accumulated under the sleeve 2 above the intake of the electric centrifugal pump 6 through the nozzle 14. The assembled downhole equipment is lowered into the casing 15 of the well 16, the annulus which is tied at the mouth by an oil pipe 17, and the flow line is connected to the water supply 18. The casing-cup 10 is fixed with a shear pin 19 on the shank 1. On the couplings 20 of the casing-cup 10 is placed s lateral spring-loaded crackers 21, made upward and in contact with the casing 15. The walls of the casing 10 are located near the inner surface of the casing 15.

Скважинный сепаратор работает следующим образом.Downhole separator operates as follows.

При спуске электроцентробежного насоса 6 в компоновке со скважинным сепаратором в скважину разделительная манжета 2 находится в кожухе-стакане 10 (фиг.2), нижний торец хвостовика 1 при этом упирается в дно кожуха-стакана 10, который с помощью срезного штифта 19 зафиксирован на хвостовике 1. При достижении необходимой глубины колонну насосно-компрессорных труб 8 приподнимают на длину одной трубы. При этом за счет контакта боковых подпружиненных сухариков 21, выполненных направлением вверх и размещенных на муфтах кожуха-стакана 10, с внутренней поверхностью обсадной колонны 15, кожух-стакан 10, срезая штифт 19, перемещается вниз до ограничителя 3 и освобождает эластичную разделительную манжету 2, которая в раскрытом состоянии перекрывает кольцевое пространство обсадной колонны 15 ниже погружного электродвигателя 4. При этом разделительная манжета 2 не испытывает нагрузки от перепада давления, поскольку над и под ней давление практически одинаково.When lowering the electric centrifugal pump 6 in the layout with the downhole separator into the well, the cuff 2 is located in the casing 10 (Fig. 2), the lower end of the shank 1 rests against the bottom of the casing 10, which is fixed with a shear pin 19 on the shank 1. When the required depth is reached, the tubing string 8 is lifted to the length of one pipe. In this case, due to the contact of the side spring-loaded crackers 21, made upward and placed on the couplings of the casing-cup 10, with the inner surface of the casing 15, the casing-cup 10, cutting pin 19, moves down to the limiter 3 and releases the elastic separation cuff 2, which in the open state overlaps the annular space of the casing 15 below the submersible motor 4. In this case, the cuff 2 does not suffer from pressure drop, since the pressure above and below it is practically equally.

В процессе работы электроцентробежного насоса 6 восходящий поток воды с нефтяными каплями, проходя в зазоре между кожухом-стаканом 10 и обсадной колонной 15, за счет сужения кольцевого пространства приобретет повышенную скорость движения, что приводит к возрастанию числа взаимных столкновений капель нефти друг с другом, способствующих слиянию и укрупнению нефтяных капель, а также слипанию их с пузырьками газа, обуславливающему увеличение скорости всплытия их в воде. Поскольку нефть обладает свойствами поверхностно-активных веществ, захват ее капли сопровождается растеканием частиц нефти (подъемом) под действием поверхностных сил по поверхности газового пузырька, Далее восходящий поток, попав в кольцевую зону под разделительной манжетой 2, резко снижет скорость, а нефтяные капли за счет скорости всплытия и подъемной силы газовой флотации накапливаются под разделительной манжетой 2. Отделение нефтегазового пузырька от воды происходит за счет того, что скорость потока воды, направленного в кожухе-стакане 10 вниз к башмаку хвостовика 1, меньше скорости всплытия капель нефти с газом в воде. Очищенная от нефти добываемая вода через кожух-стакан 10 поступает в хвостовик 1 и далее через канал 9 попадает на прием насоса 6, а нефть с газом через окна 13 и патрубок 14 отводится выше приема насоса 6 и далее накапливается в межтрубном пространстве скважины 16. В процессе эксплуатации добываемая вода из скважины-донора по выкидной и водопроводной линии 18 закачивается в нагнетательные скважины. При этом одновременно происходит процесс накопления нефти в межтрубном пространстве скважины 16 и водонефтяной раздел со временем приближается к приему насоса 6. При заполнении межтрубного пространства скважины 16 от динамического уровня жидкости до сливного-обратного клапана 7 установку отключают. При этом сливной-обратный клапан 7 открывается (используется известное скважинное клапанное устройство по патенту РФ №2150575) и трубное пространство сообщается с межтрубным. Далее открывают секущую задвижку (на фиг. не показана) на нефтепроводе 17 и нефть из затрубного пространства вытесняется в нефтепровод обратным потоком воды из водопровода 18 по насосно-компрессорным трубам 8, либо за счет излива воды из нагнетательных скважин (давление в водопроводе обычно на порядок выше, чем в нефтепроводе), либо путем прямой промывки при помощи насосного агрегата. Если нагнетательные скважины-акцепторы данной скважины-донора имеют неиспользуемые водопроводы от кустовой насосной скважины, их также можно использовать для создания обратного потока воды в скважине-доноре. По отобранным пробам в нефтепроводе определяют окончание процесса вытеснения нефти, после чего запускают установку скважины-донора и закрывают секущую задвижку на нефтепроводе 17.During the operation of the electric centrifugal pump 6, an upward flow of water with oil drops passing in the gap between the casing 10 and the casing 15, due to the narrowing of the annular space, will acquire an increased speed of movement, which leads to an increase in the number of mutual collisions of oil drops with each other, contributing to merging and enlargement of oil droplets, as well as their sticking with gas bubbles, causing an increase in the speed of their ascent in water. Since oil has the properties of surface-active substances, the capture of its droplet is accompanied by the spreading of oil particles (rise) under the action of surface forces on the surface of the gas bubble. Further, the upward flow, falling into the annular zone under the separation cuff 2, will drastically reduce the speed, and oil drops due to the ascent rate and the lift force of gas flotation accumulate under the separation cuff 2. The separation of the oil and gas bubble from the water is due to the fact that the flow rate of water directed in the casing is Cane 10 down to the shoe of the shank 1, less than the rate of ascent of oil droplets with gas in the water. The produced water purified from oil through the casing-cup 10 enters the liner 1 and then passes through the channel 9 to the intake of the pump 6, and oil and gas through the windows 13 and the pipe 14 is discharged above the intake of the pump 6 and then accumulates in the annular space of the well 16. In During operation, the produced water from the donor well is pumped through injection and water lines 18 into injection wells. At the same time, the process of oil accumulation in the annular space of the well 16 takes place and the oil-water section eventually approaches the intake of the pump 6. When filling the annular space of the well 16 from the dynamic liquid level to the drain-check valve 7, the unit is turned off. When this drain-check valve 7 opens (using the well-known downhole valve device according to the patent of the Russian Federation No. 2150575) and the pipe space communicates with the annular. Next, a secant valve (not shown in Fig.) Is opened on the oil pipeline 17 and oil from the annulus is displaced into the oil pipeline by the reverse flow of water from the water supply pipe 18 through the tubing 8, or due to the outflow of water from injection wells (the pressure in the water supply is usually an order of magnitude higher than in the oil pipeline), or by direct flushing with a pump unit. If the injection wells of the donor well have unused water pipes from the well pumping well, they can also be used to create a reverse water flow in the donor well. From the selected samples in the oil pipeline, the end of the oil displacement process is determined, after which the installation of the donor well is started and the secant valve in the oil pipeline 17 is closed.

В процессе эксплуатации добываемая вода из скважины-донора по выкидной и водопроводной линии закачивается в нагнетательные скважины. При этом одновременно происходит процесс накопления нефти в межтрубном пространстве скважины 16 и водонефтяной раздел со временем приближается к приему насоса 6. Для определения необходимого времени Т, в течение которого происходит перемещение водонефтяного раздела до сливного-обратного клапана 6, используют формулуDuring operation, the produced water from the donor well is pumped into injection wells via flow and water lines. At the same time, the process of accumulation of oil takes place in the annulus of the well 16 and the oil-water section eventually approaches the intake of pump 6. To determine the necessary time T, during which the oil-water section moves to the drain-check valve 6, use the formula

где Т - время заполнения межтрубного пространства скважины нефтью, сут; f - площадь сечения межтрубного пространства, м²; Q - производительность электроцентробежного насоса при установившемся динамическом уровне жидкости, м³/сут; в - обводненность добываемой жидкости (определяется перед спуском внутрискважинного устройства); ρ_н - плотность нефти, кг/м³; ρ_в - плотность воды, кг/м³; Н_ст - статический уровень жидкости в скважине, м; Н_ДН - установившийся динамический уровень жидкости в скважине, м; Н_к - глубина спуска сливного-обратного клапана, м.where T is the time of filling the annulus of the well with oil, days; f is the cross-sectional area of the annulus, m ² ; Q is the performance of the electric centrifugal pump at a steady dynamic fluid level, m ³ / day; c - water cut of the produced fluid (determined before the descent of the downhole device); ρ _n - oil density, kg / m ³ ; ρ _in - the density of water, kg / m ³ ; N _st - static fluid level in the well, m; N _DN - steady-state dynamic fluid level in the well, m; N _to - the depth of the drain-check valve, m

Реально время Т - время заполнения межтрубного пространства скважины от динамического уровня жидкости до сливного-обратного клапана 7.Actually, time T is the time of filling the annulus of the well from the dynamic fluid level to the drain-check valve 7.

По достижении времени Т установку отключают. При этом сливной-обратный клапан 6 открывается (используется известное скважинное клапанное устройство по патенту РФ № 2150575) и трубное пространство сообщается с межтрубным. Далее открывают секущую задвижку (на фиг. не обозначена) на нефтепроводе 17 и нефть из затрубного пространства вытесняется в нефтепровод 17. По отобранным пробам в нефтепроводе определяют окончание процесса вытеснения нефти, после чего запускают установку скважины-донора и закрывают секущую задвижку на нефтепроводе.Upon reaching time T, the installation is turned off. When this drain-check valve 6 opens (using the well-known downhole valve device according to the patent of the Russian Federation No. 2150575) and the pipe space communicates with the annular. Next, open the secant valve (not indicated in Fig.) On the oil pipeline 17 and oil from the annulus is displaced into the oil pipeline 17. Based on the selected samples in the oil pipeline, the end of the oil displacement process is determined, then the donor well installation is started and the secant valve in the oil pipeline is closed.

Осуществление внутрискважинного разделения нефти и воды с периодической откачкой накопленной нефти из затрубного пространства скважин-доноров позволяет сохранить приемистость нагнетательных скважин за счет очистки закачиваемой воды от нефтепродуктов и добыть дополнительный объем нефти из водозаборных скважин.The implementation of downhole separation of oil and water with periodic pumping of accumulated oil from the annulus of donor wells allows us to maintain the injectivity of injection wells by cleaning the injected water from oil products and to extract an additional amount of oil from water wells.

Пример конкретного выполненияConcrete example

Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 19,1%, средняя проницаемость - 0,35 мкм², нефтенасыщенность - 80,5%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1485 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 3,5 м, начальное пластовое давление - 17,5 МПа, пластовая температура - 40°С, параметры пластовой нефти: плотность - 808 кг/м³, вязкость - 17,3 мПа·с, давление насыщения - 8,8 МПа, газосодержание - 63,6 м³/т. Залежь многопластовая. Количество пластов может достигать 8 и даже более.An oil deposit of the Romashkinskoye field is being developed with the following characteristics: porosity - 19.1%, average permeability - 0.35 μm ² , oil saturation - 80.5%, absolute mark of water-oil contact - 1485 m, average oil-saturated thickness - 3.5 m, initial reservoir pressure - 17.5 MPa, reservoir temperature - 40 ° C, reservoir oil parameters: density - 808 kg / m ³ , viscosity - 17.3 MPa · s, saturation pressure - 8.8 MPa, gas content - 63.6 m ³ / t. The reservoir is multi-layer. The number of layers can reach 8 or even more.

Участок залежи разрабатывают 16 нагнетательными и 46 добывающими скважинами.The deposit section is developed by 16 injection and 46 producing wells.

После выработки основных запасов нефти в одном продуктивном пласте достигают предела рентабельности разработки. Обводненность добываемой нефти составляет 98%. Организуют межскважинную перекачку жидкости. Бывшие четыре добывающие скважины переоснащают под водозаборные скважины, оборудуют их электроцентробежным насосом с устройством для внутрискважинного разделения нефти от воды, колонной насосно-компрессорных труб со сливным-обратным клапаном и водопроводной линией. Водопроводную линию соединяют с нагнетательными скважинами, а затрубную линию - с нефтепроводом. Осуществляют межскважинную перекачку воды, т.е. перекачку добываемой пластовой воды между водозаборными скважинами и нагнетательными скважинами, пробуренными на соседний нефтяной пласт.After the development of the main oil reserves in one reservoir, the margin of development profitability is reached. The water cut of the produced oil is 98%. Organize cross-pumping fluid. The four former production wells are re-equipped for water wells, equipped with an electric centrifugal pump with a device for downhole separation of oil from water, a tubing string with a drain-check valve and a water line. The water line is connected to the injection wells, and the annular line is connected to the oil pipeline. Cross-well pumping of water is carried out, i.e. pumping produced formation water between water wells and injection wells drilled to a neighboring oil formation.

В процессе работы водозаборной скважины воду отбирают по колонне насосно-компрессорных труб, по выкидной и водопроводной линиям закачивают в нагнетательные скважины. Нефть накапливают в межтрубном пространстве скважины. При этом водозаборная скважина имеет следующие параметры:During the operation of the water well, water is drawn through a tubing string, and flow and water lines are pumped into injection wells. Oil is accumulated in the annulus of the well. In this case, the water well has the following parameters:

Q=80 м³/сут; ρ_н=876 кг/м³; ρ_в=1060 кг/м³; Н_ст=100 м; Н_ДН=600 м; Н_к=1500 м; f=0,014 м².Q = 80 m ³ / day; ρ _n = 876 kg / m ³ ; ρ _in = 1060 kg / m ³ ; N _st = 100 m; N _DN = 600 m; N _to = 1500 m; f = 0.014 m ² .

По формуле (1) рассчитывают время заполнения межтрубного пространства скважины нефтью.Using the formula (1), the time for filling the annulus of the well with oil is calculated.

После заполнения межтрубного пространства скважины нефтью скважину останавливают, организуют циркуляцию жидкости в скважине, нефть из межтрубного пространства вытесняют в нефтепровод обратным потоком воды и запускают скважину в работу. Объем вытесненной нефти за один цикл работы водозаборной скважины составляет V=(Нк-Нд)f=(1500-600)0,014=12,6 м³ After filling the annulus of the well with oil, the well is stopped, the fluid is circulated in the well, the oil is forced out of the annulus into the pipeline with a reverse water flow and the well is put into operation. The volume of displaced oil in one cycle of a water well is V = (Nk-Nd) f = (1500-600) 0.014 = 12.6 m ³

Дополнительная добыча нефти в год будет Q=365/Т×V=365/7×12,6=657 м³.Additional oil production per year will be Q = 365 / T × V = 365/7 × 12.6 = 657 m ³ .

Таким образом, проводят отбор попутной нефти из пласта через водозаборную скважину. Дополнительная добыча нефти в год по четырем скважинам составляет 2628 м³.Thus, the selection of associated oil from the reservoir through a water well is carried out. Additional oil production per year for four wells is 2628 m ³ .

Применение предложенного способа позволит сохранить приемистость нагнетательных скважин за счет очистки закачиваемой воды от нефтепродуктов и добыть дополнительный объем нефти из водозаборных скважин.The application of the proposed method will allow to save injectivity of injection wells by cleaning the injected water from oil products and to extract an additional amount of oil from water wells.

Claims

A method of cross-hole pumping fluid, including the selection of oil from the reservoir, the selection of produced water through water wells and the injection of produced water through injection wells into the reservoir, characterized in that the cross-pumping of fluid is carried out when the produced oil is watered above the profitability limit of its production — when the water content of produced oil is about 98.0 ÷ 99.9%, former producing wells are used as water wells, formation water is taken from the irrigated reservoir, injection of produced water is injection wells are led into a reservoir with undeveloped oil reserves, oil is taken from the reservoir through a water well, oil and water are separated in a water well, water is taken from a tubing string and pumped through flow and water lines to oil wells, oil is accumulated in the annulus of the well, after filling the annulus of the well with oil, the well is stopped, the fluid is circulated in the well, the oil is displaced from the annulus into the eprovod reverse flow of water into the well and start operation, the filling time of oil well annulus defined by the formula:

Where

T is the time of filling the annulus of the well with oil, days;

N _to - the depth of the drain - check valve, m;

N _st - static fluid level in the well, m;

ρ _n - oil density, kg / m ³ ;

ρ _in - the density of water, kg / m ³ ;

N _days - steady-state dynamic fluid level in the well, m;

f is the cross-sectional area of the annulus, m ² ;

Q is the performance of the electric centrifugal pump at a steady dynamic fluid level, m ³ / day;

in - the water content of the produced fluid, a fraction of a unit.