RU2303126C1 - Oil field development method - Google Patents
Oil field development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2303126C1 RU2303126C1 RU2006133342/03A RU2006133342A RU2303126C1 RU 2303126 C1 RU2303126 C1 RU 2303126C1 RU 2006133342/03 A RU2006133342/03 A RU 2006133342/03A RU 2006133342 A RU2006133342 A RU 2006133342A RU 2303126 C1 RU2303126 C1 RU 2303126C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- wells
- well
- injectivity
- low
- 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 нефтяной залежи.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий разбуривание месторождения сеткой добывающих и нагнетательных скважин, ввод дополнительных нагнетательных скважин в малопроницаемой зоне пласта, циклическую закачку воды путем периодической работы кустовой насосной станции. Особенностью способа является то, что время цикла закачки кустовой насосной станцией задают из расчета, при котором пластовое давление в высокопроницаемой зоне пласта не превышало давления в малопроницаемой зоне пласта, при этом в период прекращения закачки воды полости разводящих трубопроводов разобщают (Патент РФ №2142556, кл. Е21В 43/20, опубл. 10.12.1999).A known method of developing an oil field, including drilling a field with a grid of production and injection wells, introducing additional injection wells in the low-permeability zone of the formation, cyclic water injection through periodic operation of a cluster pump station. A feature of the method is that the injection cycle time by the cluster pump station is set based on the calculation in which the reservoir pressure in the highly permeable formation zone does not exceed the pressure in the low-permeability formation zone, while during the period of termination of the water injection, the cavities of the distributing pipelines are disconnected (RF Patent No. 2142556, class E21B 43/20, publ. 10.12.1999).
Способ позволяет увеличить охват малопроницаемой зоны пласта заводнением. Однако за счет разобщения полостей разводящих трубопроводов способ не позволяет осуществлять взаимодействие нагнетательных скважин при остановке закачки, перераспределять объемы закачанного рабочего агента и очищать призабойные зоны нагнетательных скважин за счет излива.The method allows to increase the coverage of the low-permeability zone of the formation by water flooding. However, due to the separation of the cavities of the distribution pipelines, the method does not allow the interaction of injection wells when the injection is stopped, to redistribute the volumes of the injected working agent and to clean the bottom-hole zones of the injection wells due to the outflow.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления на 20-25% от начального, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме: 10-20 сут закачка, 10-20 сут остановка (Патент РФ №2061179, кл. Е21В 43/20, опубл. 27.05.1996 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir, including the selection of oil through production wells to reduce reservoir pressure by 20-25% from the initial one, pumping the working agent through injection wells in a cyclic mode: 10-20 days injection, 10- 20 days stop (RF Patent No. 2061179, CL ЕВВ 43/20, publ. 05/27/1996 - prototype).
Известный способ за счет снижения пластового давления не позволяет осуществлять взаимодействие нагнетательных скважин при остановке закачки, т.к. весь закачанный рабочий агент поглощается пластом, что не дает возможности перераспределять объемы закачанного рабочего агента и очищать призабойные зоны нагнетательных скважин за счет излива.The known method by reducing reservoir pressure does not allow the interaction of injection wells when injection is stopped, because all injected working agent is absorbed by the formation, which makes it impossible to redistribute the volumes of injected working agent and to clean bottom-hole zones of injection wells due to spout.
В изобретении решается задача обеспечения взаимодействия нагнетательных скважин после остановки закачки рабочего агента и очистки призабойных зон нагнетательных скважин за счет излива.The invention solves the problem of ensuring the interaction of injection wells after stopping the injection of the working agent and cleaning the bottom-hole zones of injection wells due to the spout.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, согласно изобретению нагнетательные скважины группируют по приемистости на высокоприемистые и низкоприемистые и группируют попарно ближайшую высокоприемистую и низкоприемистую нагнетательные скважины, все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока жидкости из низкоприемистой скважины в высокоприемистую скважину, при циклической закачке рабочего агента сгруппированные попарно высокоприемистую и низкоприемистую скважины останавливают и запускают одновременно.The problem is solved in that in a method for developing an oil reservoir, including oil extraction through production wells and pumping a working agent through injection wells in a cyclic mode, according to the invention, injection wells are grouped by injectivity into highly-responsive and low-acceptivity and group in pairs the closest highly-responsive and low-responsive injection wells, injection wells communicate with each other hydrodynamically through a ground-based water conduit system with the possibility of fluid flow from low iemistoy vysokopriemistuyu wells in the well when the cyclic injection of working agent grouped pairwise and vysokopriemistuyu nizkopriemistuyu wells stops and starts simultaneously.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1. отбор нефти через добывающие скважины;1. the selection of oil through production wells;
2. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме;2. pumping a working agent through injection wells in a cyclic mode;
3. группирование по приемистости нагнетательных скважин на высокоприемистые и низкоприемистые;3. grouping according to the injectivity of injection wells into highly sensitive and low sensitive;
4. группирование попарно ближайшей высокоприемистой и низкоприемистой нагнетательных скважин;4. grouping in pairs of the closest high-acceptivity and low-acceptivity injection wells;
5. сообщение между собой всех нагнетательных скважин гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока жидкости из низкоприемистой скважины в высокоприемистую скважину;5. communication between each of the injection wells hydrodynamically through a ground-based water conduit system with the possibility of fluid flow from a low-receiving well to a highly-receiving well;
6. остановка и запуск одновременно при циклической закачке рабочего агента сгруппированных попарно высокоприемистой и низкоприемистой скважины.6. stop and start simultaneously with cyclic injection of the working agent grouped in pairs of highly-responsive and low-acceptivity wells.
Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-6 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1, 2 are common with the prototype, signs 3-6 are the essential distinguishing features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Применяемые в настоящее время в системе поддержания пластового давления рабочие агенты, как правило, представляют собой сточные (попутные) воды, добытые с нефтью через добывающие скважины. Такие рабочие агенты несут с собой остатки нефти, смол, парафинов, механических частиц и других продуктов. При закачке рабочего агента в нефтяную залежь через нагнетательные скважины происходит накопление в призабойной зоне нагнетательной скважины загрязнений, кольматирующих поры коллектора и снижающих приемистость скважины. Для очистки призабойной зоны нагнетательной скважины наиболее дешевым и одним из самых эффективных является излив закачанной жидкости из скважины после прекращения закачки рабочего агента. В предложенном способе решается задача очистки призабойных зон нагнетательных скважин за счет излива. Кроме того, решается задача обеспечения взаимодействия нагнетательных скважин после остановки закачки рабочего агента и выравнивания объемов закачки рабочего агента в различные участки залежи. Задача решается следующим образом.The working agents currently used in the reservoir pressure maintenance system, as a rule, are waste (associated) water produced with oil through production wells. Such working agents carry with them the remains of oil, resins, paraffins, mechanical particles and other products. When the working agent is pumped into the oil reservoir through the injection wells, accumulation of contaminants in the near-well zone of the injection well occurs, which clog the reservoir pores and reduce the well injectivity. To clean the bottom-hole zone of the injection well, the cheapest and one of the most effective is to pour the injected fluid from the well after the injection of the working agent has stopped. The proposed method solves the problem of cleaning bottom-hole zones of injection wells due to spout. In addition, the problem of ensuring the interaction of injection wells after stopping the injection of the working agent and the equalization of the volume of injection of the working agent in different parts of the reservoir is solved. The problem is solved as follows.
При разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме. Нагнетательные скважины группируют по приемистости на высокоприемистые и низкоприемистые. Для этого определяют среднеарифметическую приемистость нагнетательных скважин. Скважины с приемистостью менее средней относят к низкоприемистым. Скважины с приемистостью более средней относят к высокоприемистым. Кроме того, нагнетательные скважины группируют попарно расположенные территориально ближайшую высокоприемистую и низкоприемистую нагнетательные скважины. Все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока жидкости из низкоприемистой скважины в высокоприемистую скважину. При циклической закачке рабочего агента сгруппированные попарно высокоприемистую и низкоприемистую скважины останавливают и запускают одновременно.When developing an oil deposit, oil is taken through production wells and the working agent is injected through injection wells in a cyclic mode. Injection wells are grouped by injectivity into highly responsive and low responsive. For this, the arithmetic mean injection rate of injection wells is determined. Wells with injectivity less than average are classified as low-acceptivity. Wells with a higher injection rate are considered highly responsive. In addition, injection wells group in pairs the geographically located closest highly-responsive and low-acceptivity injection wells. All injection wells communicate with each other hydrodynamically through a ground-based water conduit system with the possibility of fluid flow from a low-receiving well to a highly-receiving well. During the cyclic injection of the working agent, grouped in pairs highly-responsive and low-responsive wells are stopped and started simultaneously.
Продолжительность цикла закачки и остановки определяют исходя из свойств пласта. В большинстве случаев режим 10-20 сут закачка, 10-20 сут остановка является оптимальным.The duration of the injection and shutdown cycle is determined based on the properties of the formation. In most cases, a regimen of 10–20 days is an injection; a stop of 10–20 days is optimal.
При остановке скважин в пласте в районе низкоприемистой скважины имеется повышенное пластовое давление. По сравнению с этим в районе высокоприемистой скважины имеется пониженное пластовое давление. После остановки скважин за счет разности пластовых давлений происходит интенсивный излив жидкости из призабойной зоны низкоприемистой нагнетательной скважины в водовод и в призабойную зону высокоприемистой нагнетательной скважины. Происходит перераспределение жидкости в пласте без ее потери, выравнивание объемов закачки рабочего агента в различные участки залежи.When wells are stopped in the reservoir in the area of a low-well well, there is an increased reservoir pressure. Compared with this, in the area of a highly responsive well there is a reduced reservoir pressure. After stopping the wells, due to the difference in reservoir pressure, the fluid is intensively spilled from the bottom-hole zone of the low-pressure injection well to the water conduit and to the bottom-hole zone of the high-pressure injection well. There is a redistribution of fluid in the formation without loss, equalization of the volume of injection of the working agent in different parts of the reservoir.
Призабойные зоны низкоприемистых скважин, работающих в паре с высокоприемистыми скважинами, в меньшей степени загрязняются. Межремонтный период для очистки призабойной зоны таких скважин в 3-4 раза больше, чем обычных скважин в тех же условиях. В то же время высокоприемистые скважины вследствие большего размера пор, большей проницаемости поглощают поступающие загрязнения. При этом сроки межремонтных периодов высокоприемистых скважин практически не меняются.Bottom-hole zones of low-receiving wells paired with highly-receiving wells are less polluted. The overhaul period for cleaning the bottom-hole zone of such wells is 3-4 times longer than conventional wells under the same conditions. At the same time, highly-responsive wells, due to the larger pore size and greater permeability, absorb incoming pollution. At the same time, the periods of the overhaul periods of highly-responsive wells practically do not change.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1100-1300 м, пластовое давление 11-14 МПа, пластовая температура 40°С, средняя толщина продуктивного пласта 3,4 м, пористость 11-18%, проницаемость (40-100)×10-3 мкм2, нефтенасыщенность 55-87%, вязкость нефти 18,7 мПа·с, плотность нефти 855,4 кг/м3, плотность пластовой воды - 1165 кг/м3, вязкость пластовой воды 1,72 мПа·с, коэффициент извлечения нефти 0,440.An oil reservoir with the following characteristics is being developed: depth 1100-1300 m, reservoir pressure 11-14 MPa, reservoir temperature 40 ° C, average reservoir thickness 3.4 m, porosity 11-18%, permeability (40-100) × 10 - 3 μm 2 , oil saturation 55-87%, oil viscosity 18.7 MPa · s, oil density 855.4 kg / m 3 , formation water density 1165 kg / m 3 , formation water viscosity 1.72 MPa · s, coefficient oil recovery of 0.440.
Залежь разрабатывают в течение 20 лет. Отбирают нефть через 200 добывающих скважин. Закачивают рабочий агент - сточную воду этой же залежи, через 60 нагнетательных скважин.The deposit has been developed for 20 years. Oil is taken through 200 production wells. A working agent is pumped - wastewater of the same reservoir, through 60 injection wells.
Среднеарифметическая приемистость нагнетательных скважин на залежи составляет 80 м3/сут. Нагнетательные скважины с приемистостью менее 80 м3/сут относят к низкоприемистым. Нагнетательные скважины с приемистостью более 80 м3/сут относят к высокоприемистым. Нагнетательные скважины группируют попарно расположенные территориально ближайшую высокоприемистую и низкоприемистую нагнетательные скважины. Так, в пару объединяют высокоприемистую нагнетательную скважину №409 с приемистостью 132 м3/сут и расположенную поблизости нагнетательную скважину №389 с приемистостью 63 м3/сут. Все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов. Обеспечивают возможность перетока жидкости из низкоприемистой скважины в высокоприемистую скважину. Это достигается отсутствием обратных клапанов на устьях нагнетательных скважин. При циклической закачке рабочего агента 15 сут закачка, 15 сут остановка сгруппированные попарно высокоприемистую и низкоприемистую скважины останавливают и запускают одновременно. В течение первых 2 сут после остановки наблюдают интенсивный излив жидкости из призабойной зоны нагнетательной скважины №389 в водовод и в скважину №409. Происходит очистка призабойной зоны скважины №389, перераспределение жидкости в пласте без ее потери, выравнивание объемов закачки рабочего агента в различные участки залежи. Межремонтный период скважины 389 составил 2 года вместо 0,9 года до применения данной технологии, тогда как межремонтный период скважины №409 остался прежним на уровне 1,2 года.The arithmetic mean injection rate of injection wells in the reservoir is 80 m 3 / day. Injection wells with an injection rate of less than 80 m 3 / day are classified as low-acceptivity. Injection wells with an injection rate of more than 80 m 3 / day are classified as highly responsive. Injection wells group in pairs the territorially closest nearest highly-responsive and low-acceptivity injection wells. So, a highly-responsive injection well No. 409 with an injection rate of 132 m 3 / day and an adjacent injection well No. 389 with an injection capacity of 63 m 3 / day are combined in a pair. All injection wells communicate hydrodynamically with each other through a surface system of water conduits. Provide the possibility of fluid flow from a low-well well to a highly-responsive well. This is achieved by the absence of check valves on the mouths of injection wells. During cyclic injection of the working agent, 15 days of injection, 15 days of shutdown, grouped in pairs highly-responsive and low-responsive wells are stopped and started simultaneously. During the first 2 days after stopping, an intensive outflow of fluid from the bottomhole zone of injection well No. 389 into the water conduit and into well No. 409 is observed. The bottom-hole zone of well No. 389 is cleaned up, the fluid is redistributed in the formation without loss, and the level of injection of the working agent is equalized to different parts of the reservoir. The overhaul period of well 389 was 2 years instead of 0.9 years before the application of this technology, while the overhaul period of well No. 409 remained unchanged at 1.2 years.
Применение предложенного способа позволит обеспечить взаимодействие нагнетательных скважин после остановки закачки рабочего агента и очистку призабойных зон нагнетательных скважин за счет излива.The application of the proposed method will ensure the interaction of injection wells after stopping the injection of the working agent and cleaning the bottom-hole zones of injection wells due to spout.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006133342/03A RU2303126C1 (en) | 2006-09-19 | 2006-09-19 | Oil field development method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006133342/03A RU2303126C1 (en) | 2006-09-19 | 2006-09-19 | Oil field development method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2303126C1 true RU2303126C1 (en) | 2007-07-20 |
Family
ID=38431127
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006133342/03A RU2303126C1 (en) | 2006-09-19 | 2006-09-19 | Oil field development method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2303126C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2463444C1 (en) * | 2011-06-03 | 2012-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil pool |
RU2488687C1 (en) * | 2012-02-13 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of simultaneous and separate operation of injection well |
RU2545204C1 (en) * | 2014-03-26 | 2015-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | System of cluster water injection to reservoir |
RU2547029C1 (en) * | 2014-04-15 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | System of water injection into injectors |
-
2006
- 2006-09-19 RU RU2006133342/03A patent/RU2303126C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2463444C1 (en) * | 2011-06-03 | 2012-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil pool |
RU2488687C1 (en) * | 2012-02-13 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of simultaneous and separate operation of injection well |
RU2545204C1 (en) * | 2014-03-26 | 2015-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | System of cluster water injection to reservoir |
RU2547029C1 (en) * | 2014-04-15 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | System of water injection into injectors |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU57358U1 (en) | PLASTIC PRESSURE SUPPORT SYSTEM | |
CN109653721B (en) | Fracturing and energy-increasing oil displacement integrated process method for shallow low-pressure low-permeability oil reservoir | |
RU2303126C1 (en) | Oil field development method | |
RU2488687C1 (en) | Method of simultaneous and separate operation of injection well | |
CN109736757B (en) | Production increasing method for reducing pressure loss in gas well by using compressor | |
Matkivskyi et al. | Increasing the Productivity of Gas Wells in Conditions of High Water Factors | |
CN103678920B (en) | It is applicable to the computational methods of extra-low-permeability reservoir granule plug agent amount | |
CN104632160A (en) | Liquid extraction method for binary compound flooding subsequent water flooding stage considering inter-well difference | |
RU2504647C2 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
CN106285584B (en) | Diversified utilization and development method for transition flooding of active edge-bottom water heavy oil reservoir | |
RU2519243C1 (en) | Method of development of oil-and-gas deposits with bottom water | |
RU2302517C1 (en) | Method for oil field development | |
CN105003223A (en) | Method for effectively improving portability of packing particles after contact with oil | |
RU2527053C1 (en) | Development method of fractured-porous types of reservoirs | |
CN204058124U (en) | A kind of polymer-bearing waste-water treatment system of offshore platform | |
CN107989578B (en) | Liquid discharge system and method of recyclable nitrogen jet pump of coiled tubing | |
RU2440492C1 (en) | Water-intake capacity balancing method of two wells | |
CN109707352B (en) | Experimental device and experimental method for measuring nitrogen and nitrogen foam assisted gravity oil displacement efficiency | |
RU2386797C1 (en) | Development method of oil field | |
CN113062699A (en) | Process method for carrying out layered injection well flushing by utilizing nitrogen injection | |
RU2487233C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2394980C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
RU46808U1 (en) | UNDERGROUND WATER INJECTION SYSTEM | |
RU85187U1 (en) | SYSTEM FOR THE USE OF WATERFLOWING OIL PRODUCING WELLS WHEN ORGANIZING LAYER PRESSURE MAINTENANCE ON THE INTER-WELL TRANSFER TECHNOLOGY | |
RU2247829C1 (en) | Method for extraction of oil deposit |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120920 |