RU2344272C2

RU2344272C2 - Well structure and method of multipay oil pool development

Info

Publication number: RU2344272C2
Application number: RU2007109378/03A
Authority: RU
Inventors: Владимир Павлович Городнов (RU); Владимир Павлович Городнов; Константин Владимирович Городнов (RU); Константин Владимирович Городнов
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Самараойл"
Priority date: 2007-03-14
Filing date: 2007-03-14
Publication date: 2009-01-20
Also published as: RU2007109378A

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention is related to oil-producing industry and is intended for oil production. For this purpose at later stage of more permeable layer watering in producing wells with higher watering of this layer produce, operational column is perforated in interval of less permeable layer, less permeable layer is involved in development by method of intrawell bypass of associated water from more permeable layer into less permeable layer, and settled oil is periodically or continuously withdrawn from these wells. Device for method realisation includes column of pumping pipes (PP), comprising lower and upper PP with holes. Lower PP is installed between dynamic level of fluid in well and upper producing layer. Upper PP with holes is located below dynamic level of fluid in well and higher than lower PP with holes. In cavity of PP column higher than lower PP with holes, plug is installed. On bottom PP with holes in interval of holes there are separator of liquid flows and separator-coalescer.

EFFECT: efficient separation of oil from associated water in producing oil well of high-permeability highly watered layer, reduction of associated water withdrawal with oil produced from high-permeability layer, reduction of well drilling volume by low-permeability layer, increase of current oil withdrawal from low-permeability layer and acceleration of its resources work-out, reduction of operational expenses, transportation, preparation and pumping of associated water bypassed into low-permeability layer, on day surface.

9 cl, 1 dwg, 4 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным устройствам для разделения пластовой нефтяной эмульсии, перепуска отстоявшейся попутной воды в другой пласт и к способам разработки многопластовых нефтяных залежей, и предназначено для использования при разработке и эксплуатации нефтяных залежей на поздней стадии заводнения.The invention relates to the oil industry, in particular to downhole devices for separating formation oil emulsion, transferring settled associated water into another formation, and to methods for developing multi-layer oil deposits, and is intended for use in the development and operation of oil deposits at a late stage of water flooding.

Наиболее распространенным методом разработки нефтяных месторождений является метод заводнения нефтяных пластов путем закачки сточной воды с установок подготовки нефти и воды или пресной воды из водоемов в водонагнетательные скважины. Как правило, многопластовые месторождения разрабатываются на стадии заводнения самостоятельной сеткой скважин на каждый пласт. В результате первыми вырабатываются более проницаемые пласты с высокой подвижностью нефти, а менее проницаемые пласты с низкой подвижностью нефти вырабатываются с невысоким темпом отбора нефти и имеют низкий текущий коэффициент извлечения нефти (КИН). При этом добывающие скважины первой группы пластов имеют среднюю обводненность продукции выше 70% и хорошую гидродинамическую связь со своим нагнетательным фондом, и часть добывающего фонда данных пластов выведены из эксплуатации вследствие высокой обводненности (более 98%). Из этого следует, что энергия воды, закачиваемой в высокопроницаемые пласты, используется неэффективно для вытеснения нефти из высокопроницаемого пласта, тогда как пласты с низкопроницаемым коллектором заводняются недостаточно эффективно. Кроме этого, из высокопроницаемых пластов вместе с нефтью добывается в несколько раз больше попутной воды, что существенно повышает эксплуатационные затраты на транспортировку, подготовку воды и закачку ее в пласт; а для повышения эффективности разработки низкопроницаемых пластов уменьшают сетку скважин за счет перевода высокообводненных добывающих скважин высокопроницаемого пласта в фонд скважин низкопроницаемого пласта и за счет бурения дополнительных скважин, что также существенно повышает капитальные и эксплуатационные затраты [1].The most common method for developing oil fields is the method of flooding oil reservoirs by pumping wastewater from oil and water or fresh water treatment plants from reservoirs into water injection wells. As a rule, multilayer fields are developed at the stage of flooding with an independent grid of wells for each layer. As a result, more permeable formations with high oil mobility are produced first, and less permeable formations with low oil mobility are produced with a low oil recovery rate and have a low current oil recovery ratio (CIF). At the same time, production wells of the first group of reservoirs have an average water cut of more than 70% and good hydrodynamic connection with their injection fund, and part of the production fund of these reservoirs has been decommissioned due to high water cut (more than 98%). It follows that the energy of water pumped into highly permeable formations is used inefficiently to displace oil from a highly permeable reservoir, whereas formations with a low permeability reservoir are not sufficiently flooded. In addition, several times more associated water is extracted from high-permeability formations with oil, which significantly increases operating costs for transportation, water treatment and pumping it into the reservoir; and to increase the efficiency of developing low-permeable formations, the grid of wells is reduced due to the transfer of high-watering production wells of a high-permeable formation to the well stock of a low-permeable formation and by drilling additional wells, which also significantly increases capital and operating costs [1].

Известно также заводнение нефтяных месторождений либо путем естественного скважинного перепуска воды из водоносных подземных пластов в нефтяные пласты за счет более высокого давления в водоносном пласте [2], либо путем принудительной внутрискважинной закачки воды насосом из водоносного в нефтяной пласт при недостаточном давлении в водоносном пласте [2, 3]. Для этого обсадную колонну скважины, перепускающую воду, перфорируют против водоносного и нефтяного пласта, специально обрабатывают их химреагентами с целью увеличения объема прокачиваемой воды, очищают скважину, спускают колонну насосных труб с дебитомером, регулятором естественного перепуска и с разделительным пакером между пластами для внутрискважинного естественного перепуска пластовой воды [2] или спускают НКТ с погружным насосом для принудительного перепуска [2, 3]. Однако данное устройство не может быть использовано в добывающей высокообводненной скважине (воды более 90% об.) для внутрискважинного перепуска попутной воды, добываемой с нефтью из обводненного пласта, в принимающие пласты (нефтяной или поглощающий), т.к. переток воды быстро прекращается вследствие кольматации принимающего пласта пластовой нефтью.It is also known that waterflooding of oil fields is either by natural borehole water bypass from aquifers to oil strata due to higher pressure in the aquifer [2], or by forced downhole pumping of water by pump from the aquifer into the oil reservoir at insufficient pressure in the aquifer [2 , 3]. To do this, the casing of the well bypassing water is perforated against the aquifer and oil reservoir, specially treated with chemicals to increase the volume of pumped water, the well is cleaned, the string of pump pipes with a flow meter, natural bypass regulator and with a separation packer between the layers for downhole natural bypass is lowered formation water [2] or lower tubing with a submersible pump for forced transfer [2, 3]. However, this device cannot be used in a producing high-water well (water exceeding 90% vol.) For downhole transfer of associated water extracted with oil from a water-flooded reservoir to receiving reservoirs (oil or absorbing), because the flow of water quickly ceases due to the mudding of the receiving formation by reservoir oil.

Наиболее близким аналогом к предлагаемому устройству является устройство добывающей скважины, вскрывающей более и менее проницаемые пласты, включающее колонну насосных труб с откачивающим насосом в обсадной колонне, датчики уровня водонефтяного контакта и каверну-накопитель в интервале менее проницаемого пласта для разделения пластовой жидкости на нефть и воду и для периодического перетока отстоявшейся попутной воды в этот пласт [4]. Однако данное устройство скважины малоэффективно поскольку небольшой объем каверны-накопителя и, соответственно, небольшое время разделения нефтеводяной эмульсии высокопроницаемого пласта в этой каверне не позволяют получить воду с небольшим содержанием нефти (менее 100 мг/л). Последнее приводит к быстрой кольматации остаточной нефтью призабойной зоны низкопроницаемого пласта и, соответственно, к снижению до нуля приемистости этого пласта. Кроме этого, известное устройство не может быть использовано для перетока попутной воды из нижележащего высокопроницаемого пласта в вышележащий низкопроницаемый пласт, т.к. в этом случае отсутствует зона отстоя воды от нефти (даже при наличии каверны-накопителя в зоне низкопроницаемого пласта), поскольку нефтеводяная эмульсия из высокопроницаемого пласта транзитом проходит принимающий низкопроницаемый пласт.The closest analogue to the proposed device is the device of a producing well that reveals more or less permeable formations, including a string of pump pipes with a pumping pump in the casing, water-oil contact level sensors and a storage cavity in the interval of a less permeable formation to separate the formation fluid into oil and water and for the periodic overflow of sedimented associated water into this layer [4]. However, this well device is ineffective because the small volume of the storage cavity and, accordingly, the short time of separation of the oil-water emulsion of the highly permeable formation in this cavity do not allow water with a low oil content (less than 100 mg / l) to be obtained. The latter leads to rapid mudding of the bottom-hole zone of the low-permeable formation by residual oil and, accordingly, to a decrease in the injectivity of this formation to zero. In addition, the known device cannot be used for the flow of associated water from the underlying high-permeability layer to the overlying low-permeability layer, because in this case, there is no zone of separation of water from oil (even if there is a storage cavity in the zone of low permeability formation), since the oil-water emulsion from the high permeability formation passes through the receiving low permeability formation.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий рядное или площадное размещение скважин, отбор нефти из добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательную скважину, с последующим формированием рядов нагнетательных скважин, перпендикулярных основным рядам нагнетательных скважин, переводом части добывающих скважин в нагнетательные [5]. Известный способ позволяет наряду с основными запасами нефти отобрать часть из низкопроницемых зон за счет дополнительного бурения нагнетательных скважин и перевода части добывающих скважин в нагнетательные. Однако большая часть запасов остается неизвлеченной, что снижает нефтеотдачу залежи при существенных затратах на дополнительное бурение скважин.There is a method of developing an oil reservoir, including in-line or areal placement of wells, oil extraction from production wells, pumping a working agent through an injection well, followed by the formation of rows of injection wells perpendicular to the main rows of injection wells, transferring part of the production wells to injection [5]. The known method allows, along with the main oil reserves, to select part of the low-permeability zones due to additional drilling of injection wells and transferring part of production wells to injection. However, most of the reserves remain uncovered, which reduces oil recovery at significant costs for additional well drilling.

Наиболее близким аналогом к предлагаемому является способ разработки многопластовой залежи, включающий дополнительное размещение добывающих скважин на менее проницаемом пласте между скважинами проектной сетки скважин, закачку воды в пласты и одновременный отбор нефти из всех скважин, и в добывающих скважинах, вскрывших оба пласта, создают каверны-накопители в интервале менее проницаемого пласта и осуществляют циклическую добычу нефти из более проницаемого пласта и одновременно циклически продавливают воду из ствола-скважины и каверны-накопителя в менее проницаемый пласт за счет создания перепада между забойным и пластовым давлением в этом пласте, с последующим повторением циклов [4]. Данный способ малоэффективен на месторождениях на поздней стадии разработки при высокой обводненности добываемой нефти (более 90%), т.к. попутная вода, добываемая в большом объеме с небольшим объемом нефти, не успевает полностью отделиться в каверне-накопителе (за счет разности удельных весов нефти и воды) от остаточной нефти, и вследствие этого переток воды в менее проницаемый пласт прекращается за счет кольматации призабойной зоны пласта нефтью, не отделившейся от попутной воды.The closest analogue to the proposed one is a method of developing a multilayer reservoir, which includes the additional placement of production wells on a less permeable formation between the wells of the design grid of wells, pumping water into the reservoirs and simultaneous extraction of oil from all wells, and in production wells that open both layers, create caverns- drives in the interval of less permeable formation and carry out cyclic oil production from a more permeable formation and at the same time cyclically push water from the wellbore and cava us drive in less permeable formation by creating a differential between the bottom hole formation pressure and the formation, followed by repeating the cycles of [4]. This method is ineffective in fields at a late stage of development with high water cut of produced oil (more than 90%), because associated water produced in large volumes with a small volume of oil does not have time to completely separate in the storage cavity (due to the difference in the specific gravities of oil and water) from the residual oil, and as a result, the flow of water into a less permeable formation is stopped due to mudding of the bottom hole of the formation oil not separated from the associated water.

Задача изобретения - создание устройства скважины для внутрискважинного разделения нефтеводяной пластовой жидкости, поступающей из высокообводненного пласта в добывающую скважину, на маловодную нефть и воду и для внутрискважинного перепуска отделившейся воды в низкопроницаемый малообводненный нефтяной пласт в этой же скважине и создание способа разработки многопластовой нефтяной залежи с использованием этого устройства, позволяющих эффективно отделять нефть от попутной воды в добывающей скважине высокопроницаемого высокообводненного пласта, эффективно использовать энергию воды, закачиваемой в высокопроницаемый пласт для заводнения низкопроницаемого пласта, снизить отбор попутной воды с нефтью, добываемой из высокопроницаемого пласта, за счет внутрискважинного отделения нефти от пластовой воды и перепуска этой воды в низкопроницаемый пласт, снизить объем бурения скважины на низкопроницаемый пласт для уменьшения сетки скважин этого пласта, эффективно использовать простаивающий фонд скважин высокопроницаемого пласта под закачку отстоявшейся воды в низкопроницаемый пласт с одновременной добычей нефти из высокопроницаемого пласта, увеличить текущий отбор нефти из низкопроницаемого пласта и ускорить выработку его запасов, снизить эксплуатационные затраты на подъем, транспортировку, подготовку и закачку попутной воды, перепускаемой в низкопроницаемый пласт, на дневной поверхности.The objective of the invention is the creation of a well device for downhole separation of an oil-water reservoir fluid from a high-water reservoir into a production well, low-water oil and water, and for downhole transfer of separated water into a low-permeability low-water reservoir in the same well and the creation of a method for developing a multi-reservoir oil reservoir using of this device, allowing to effectively separate oil from associated water in the producing well of a highly permeable high-water reservoir, to efficiently use the energy of water injected into a highly permeable reservoir to flood the low permeability reservoir, to reduce the selection of associated water with oil produced from the high permeability reservoir, due to the downhole separation of oil from the reservoir water and bypassing this water into the low permeability reservoir, to reduce the volume of well drilling by low-permeability formation to reduce the network of wells of this formation, it is effective to use the idle well stock of high-permeability formation to pump sludge into low an adjacent formation with simultaneous oil production from a high-permeability formation, to increase the current oil production from a low-permeability formation and accelerate the development of its reserves, to reduce operating costs for raising, transporting, preparing and injecting associated water transferred into a low-permeability formation on a day surface.

Поставленная задача решается тем, что в известном устройстве скважины, включающем колонну насосных труб с насосом или без насоса, спущенную в эксплуатационную колонну с перфорированными участками напротив более проницаемого обводненного и менее проницаемого продуктивных пластов, пакер, установленный в затрубном пространстве между данными пластами, и каверну-накопитель в интервале менее проницаемого пласта, колонна насосных труб содержит нижнюю насосную трубу с отверстиями, расположенную выше пакера и продуктивных пластов, верхнюю насосную трубу с отверстиями, расположенную ниже динамического уровня жидкости в скважине и выше нижней насосной трубы с отверстиями, и заглушку, разделяющую внутренние полости нижней и верхней насосных труб с отверстиями. Задача решается также тем, что в известном способе разработки многопластовой нефтяной залежи методом заводнения, включающим размещение скважин с вскрытием пластов по проектной сетке скважин, закачку воды в пласты и одновременный отбор нефти из добывающих скважин, создание каверн-накопителей в интервале менее проницаемого пласта и осуществление циклической добычи нефти из более проницаемого пласта и перепуск воды в добывающей скважине этого пласта из каверны-накопителя в менее проницаемый пласт, в добывающих скважинах с высокой обводненностью продукции более проницаемого пласта проводят перфорацию эксплуатационной колонны в интервале менее проницаемого пласта, подключают в разработку менее проницаемый пласт методом внутрискважинного перепуска попутной воды из более проницаемого пласта в менее проницаемый пласт с использованием предлагаемого устройства и одновременно периодически или непрерывно отбирают отстоявшуюся нефть из данных скважин.The problem is solved in that in the known device of the well, including a string of pump pipes with or without a pump, lowered into the production string with perforated sections opposite the more permeable flooded and less permeable productive formations, a packer installed in the annulus between these formations, and a cavity -accumulator in the interval of less permeable formation, the column of pumping pipes contains a lower pumping pipe with holes located above the packer and productive formations, the upper pine pipe with openings arranged below the dynamic fluid level in the well above the bottom and the pump tube with holes, and a plug separating the inner cavity of the lower and upper pipes with pumping holes. The problem is also solved by the fact that in the known method of developing a multilayer oil reservoir by the method of water flooding, which includes placing wells with opening the reservoirs along the design grid of wells, pumping water into the reservoirs and simultaneously taking oil from production wells, creating caverns in the interval of the less permeable reservoir and implementing cyclic oil production from a more permeable formation and water bypass in the producing well of this formation from a storage cavity into a less permeable formation in production wells with a high contour con- cern products more permeable formation is carried out perforation of the production string in the range of less permeable formation, connected to the development of less-permeable layer method downhole bypass oilfield produced water from a permeable formation in the less permeable formation using the inventive device while periodically or continuously collected the supernatant oil from these wells.

На чертеже представлена принципиальная схема предлагаемого устройства скважины для двух случаев расположения менее проницаемого водопринимающего пласта 5 или 6 относительно более проницаемого обводненного пласта 7: 1 - для вышележащего и 2 - для нижележащего водопринимающего пласта.The drawing shows a schematic diagram of the proposed device of the well for two cases of location of a less permeable water receiving formation 5 or 6 relative to a more permeable flooded formation 7: 1 for the overlying and 2 for the underlying water receiving formation.

Для обоих случаев расположения пластов устройство скважин одинаково и содержит колонну насосных труб 8, спущенную в эксплуатационную колонну 9 с перфорированными участками 10 и/или 11 напротив менее проницаемого обводненного и более проницаемого продуктивных пластов, пакер 12, установленный в затрубном пространстве между данными пластами, каверну-накопитель 13 или без этой каверны. Данное устройство известно и применяется для раздельной или совместной добычи нефти из пластов как с насосами для подъема пластовой жидкости, так и/или без насосов (газлифтным, фонтанным или смешанных способами). Для решения задачи изобретения в скважину спускают колонну насосных труб 8, содержащую нижнюю насосную трубу с отверстиями 14, расположенную выше пакера 12 и продуктивных пластов 5-7 и гидродинамически связывающую через отверстия более проницаемый продуктивный пласт 7 по колонне насосных труб и затрубному пространству с вышележащим менее проницаемым пластом 5 или наоборот пласт 7 с нижележащим менее проницаемым пластом 6, образуя в затрубном пространстве зону отделения нефти от попутной воды обводненного продуктивного пласта; верхнюю насосную трубу с отверстиями 15, расположенную ниже динамического уровня жидкости 19 в скважине и выше нижней насосной трубы с отверстиями 14 и гидродинамически связывающую верхнюю часть затрубного пространства через отверстия и верхнюю часть колонны насосных труб с устьем скважины, образуя в верхней части затрубного пространства зону накопления отстоявшейся маловодной нефти; заглушку 16, исключающую движение жидкости в колонне насосных труб между нижней 14 и верхней 15 насосными трубами с отверстиями.In both cases, the arrangement of the wells is the same and contains a string of pumping pipes 8 lowered into the production string 9 with perforated sections 10 and / or 11 opposite the less permeable flooded and more permeable productive strata, a packer 12 installed in the annulus between these strata, a cavity - drive 13 or without this cavity. This device is known and used for separate or joint oil production from reservoirs, both with pumps for raising the reservoir fluid and / or without pumps (gas lift, fountain or mixed methods). To solve the problem of the invention, a pump pipe string 8 is lowered into the well, comprising a lower pump pipe with holes 14 located above the packer 12 and productive formations 5-7 and hydrodynamically connecting through the holes a more permeable productive layer 7 along the pump pipe string and annular space with an overlying less permeable layer 5 or vice versa layer 7 with the underlying less permeable layer 6, forming in the annulus the zone of separation of oil from the associated water of the flooded reservoir; the upper pump pipe with holes 15, located below the dynamic level of the liquid 19 in the well and above the lower pump pipe with holes 14 and hydrodynamically connecting the upper part of the annulus through the holes and the upper part of the pump pipe string with the wellhead, forming an accumulation zone in the upper part of the annulus sedimented low-water oil; a plug 16, eliminating the movement of fluid in the column of pumping pipes between the lower 14 and upper 15 pumping pipes with holes.

Отверстия в нижней 14 и верхней 15 насосных трубах выполняют в форме круглых или щелевых отверстий перпендикулярно или по касательной (для скважин с вышележащим принимающим пластом) к внутренней поверхности этих труб. При этом отверстия, выполненные по касательной к внутренней поверхности, обеспечивают благоприятные условия для коалесциенции капель нефти между собой за счет центробежных сил, генерируемых потоками жидкости, выходящих из этих отверстий.The holes in the lower 14 and upper 15 pumping pipes are made in the form of round or slotted holes perpendicularly or tangentially (for wells with an overlying receiving formation) to the inner surface of these pipes. At the same time, the holes made tangentially to the inner surface provide favorable conditions for the coalescence of oil droplets among themselves due to the centrifugal forces generated by the fluid flows emerging from these holes.

Данное устройство скважины работает на естественном режиме внутрискважинного перетока отстоявшейся попутной воды из пласта в пласт при условии, когда давление столба жидкости, создаваемого более проницаемым обводненным пластом над менее проницаемым принимающим пластом, выше пластового давления в принимающем пласте. В случае вышележащего принимающего пласта 5 устройство 1 работает следующим образом. Нефтеводяная продукция обводненного более проницаемого пласта 7 за счет пластового давления поднимается по колонне насосных труб 8 до заглушки 16 и перетекает через отверстия в нижней насосной трубе 14 в затрубное пространство, где происходит внутрискважинное разделение ее за счет разницы плотностей воды и нефти на отстоявшуюся попутную воду и малообводненную нефть. При этом малообводненная нефть образуется за счет коалесциенции капелек нефти в попутной воде по мере движения столба жидкости по трубному и затрубному пространству к водопринимающему пласту 5 и поступает в верхнюю часть затрубного пространства, а механические примеси, содержащиеся в отстоявшейся попутной воде, оседают в зону усадки мехпримесей между нижним пакером 12 и водопринимающим пластом 5. Отстоявшаяся вода поступает в принимающий пласт 5 за счет указанного перепада давления, а нефть (с газом, если идет разгазирование пластовой продукции) отстаивается в верхней части затрубного пространства и выводится периодически или непрерывно через отверстия в верхней насосной трубе 15 по верхней части колонны насосных труб на поверхность известным способом в зависимости от режима работы скважины (безнасосным или насосным). В случае нижележащего принимающего пласта 6 устройство 2 работает так же, но нефтеводяная продукция обводненного пласта 7 поднимается по затрубному пространству скважины, где происходит основное разделение ее на воду и нефть, и отстоявшаяся попутная вода поступает через отверстия в нижней насосной трубе 14 по нижней части колонны насосных труб в принимающий пласт 6.This well device operates in the natural mode of downhole flow of sedimentary associated water from the formation to the formation, provided that the pressure of the column of fluid created by the more permeable flooded reservoir over the less permeable receiving reservoir is higher than the reservoir pressure in the receiving reservoir. In the case of an overlying receiving formation 5, the device 1 operates as follows. Oil and water production of a more water-saturated more permeable formation 7, due to reservoir pressure, rises along the column of pump pipes 8 to plug 16 and flows through the holes in the lower pump pipe 14 into the annulus where it is separated downhole due to the difference in the density of water and oil into the settled associated water and low water oil. In this case, low-watered oil is formed due to the coalescence of oil droplets in the associated water as the liquid column moves along the pipe and annular space to the water-receiving formation 5 and enters the upper part of the annular space, and the mechanical impurities contained in the settled associated water settle into the shrinkage zone of the mechanical impurities between the lower packer 12 and the water receiving layer 5. The settled water enters the receiving layer 5 due to the indicated pressure drop, and the oil (with gas, if there is a degassing of the reservoir induction) laying over the top of the annulus and removed periodically or continuously through the holes in the upper pump tube 15 at the upper portion of the column tube pumping to the surface in a known manner depending on the mode of operation of the well (pumpless or pumping). In the case of the underlying receiving formation 6, the device 2 works the same way, but the oil-water production of the flooded formation 7 rises through the annulus of the well, where it is mainly separated into water and oil, and the settled associated water flows through holes in the lower pump pipe 14 along the bottom of the column pump pipes into the receiving reservoir 6.

При этом полнота разделения на воду и нефть нефтеводяного потока, движущегося по нижней части колонны труб и затрубного пространства или наоборот, зависит от времени разделения нефти от воды (τ, час), которое увеличивается с увеличением высоты зоны отделения нефти от воды (Н, м) и уменьшением скорости всплытия капелек нефти в попутной воде (V, см/с) по формуле:In this case, the completeness of the separation of water and oil of the oil and water flow moving along the lower part of the pipe string and the annulus or vice versa depends on the time of separation of oil from water (τ, hour), which increases with increasing height of the zone of separation of oil from water (N, m ) and a decrease in the rate of ascent of oil droplets in associated water (V, cm / s) according to the formula:

Скорость всплытия капелек рассчитывается по формуле [6]The ascent rate of droplets is calculated by the formula [6]

где ρ_в и ρ_н - плотность воды и нефти, г/см³;where ρ _in and ρ _n - the density of water and oil, g / cm ³ ;

r - радиус капли нефти, см;r is the radius of the oil drop, cm;

g - ускорение свободного падения, 981 см/с²;g is the acceleration of gravity, 981 cm / s ² ;

η - динамическая вязкость воды, г/см·с.η is the dynamic viscosity of water, g / cm · s.

Различие скорости всплывания нефти почти полностью нивелируется (не зависит от разности плотностей нефти и воды и вязкости воды) с увеличением размера глобул нефти свыше 50 мкм, и основная масса эмульгированной нефти отделяется от воды в течение 1.5-2.0 часов. При этом остаточное содержание нефти - 30-50 мг/л, мехпримесей - до 40 мг/л [7].The difference in the rate of oil floating up is almost completely eliminated (independent of the difference in the density of oil and water and the viscosity of water) with an increase in the size of oil globules over 50 μm, and the bulk of the emulsified oil is separated from the water within 1.5-2.0 hours. In this case, the residual oil content is 30–50 mg / L, and the solids content is up to 40 mg / L [7].

В отличие от известного устройства скважины для разделения нефтеводяного потока обводненного пласта в каверне-накопителе [4] в предлагаемом устройстве высота зоны отделения нефти от воды и мехпримесей (от отверстий нижней насосной трубы до кровли водопринимающего пласта) регулируется путем изменения высоты расположения нижней насосной трубы с отверстиями 14 в колонне насосных труб 8 над водопринимающим пластом 5 или 6 и в несколько раз больше высоты каверны-накопителя. В соответствии с формулой 1 время разделения нефти от воды в зоне отделения предлагаемого устройства регулируется от 1 до 5 часов в отличие от времени разделения в каверне-накопителе (не более 0.5 часа). Соответственно, предлагаемое устройство позволяет более полно отделить капельную нефть от попутной воды, чем известное устройство, что соответствует существенному отличию первого от последнего.In contrast to the well-known device of the well for separating the oil-water flow of the flooded reservoir in the storage cavity [4] in the proposed device, the height of the zone of separation of oil from water and solids (from the openings of the lower pump pipe to the roof of the water-receiving formation) is controlled by changing the height of the lower pump pipe from holes 14 in the column of pumping pipes 8 above the water-receiving layer 5 or 6 and several times greater than the height of the cavity of the drive. In accordance with formula 1, the time of separation of oil from water in the separation zone of the proposed device is regulated from 1 to 5 hours, in contrast to the separation time in the storage cavity (not more than 0.5 hours). Accordingly, the proposed device allows you to more fully separate the drip oil from the associated water than the known device, which corresponds to a significant difference between the former and the latter.

Для обеспечения раздельного противоположного течения водо- и нефтенасыщенных жидкостей в затрубном пространстве скважин с высоким дебитом более проницаемого обводненного пласта предлагаемое устройство содержит разделитель потоков жидкостей 17, расположенный на нижней насосной трубе с отверстиями 14 в интервале этих отверстий. Разделитель потоков жидкости 17 изготавливают из металла или гидрофобного материала, например из ударопрочного полиэтилена и пр., в форме полого цилиндра и перевернутого усеченного конуса, соединенного с низом цилиндра, для нижележащего водопринимающего пласта 6 или в форме полого цилиндра для вышележащего водопринимающего пласта 5 и устанавливают на нижней насосной трубе с отверстиями 14 цилиндрической частью напротив этих отверстий.To ensure a separate opposite flow of water and oil-saturated liquids in the annular space of wells with a high flow rate of a more permeable watered formation, the proposed device contains a fluid flow separator 17 located on the lower pump pipe with holes 14 in the interval of these holes. The liquid flow separator 17 is made of metal or a hydrophobic material, for example, of impact-resistant polyethylene, etc., in the form of a hollow cylinder and an inverted truncated cone connected to the bottom of the cylinder for the underlying water receiving layer 6 or in the form of a hollow cylinder for the overlying water receiving layer 5 and installed on the lower pump pipe with holes 14 of the cylindrical part opposite these holes.

Для повышения глубины очистки попутной воды от остаточной нефти предлагаемое устройство содержит сепаратор-коалесциатор 18 полой цилиндрической формы с отверстиями и с гидрофобным сеточным наполнителем, установленный на нижней насосной трубе с отверстиями 14 под разделителем потоков жидкостей 17 для вышележащего принимающего пласта 5 или над разделителем потоков жидкостей 17 для нижележащего водопринимающего пласта 6 относительно более проницаемого обводненного пласта 7. Работа сепаратора-коалесциатора заключается в улавливании и коалесциенции капелек нефти на гидрофобном наполнителе из потока попутной воды и отделении нефти в виде прерывистых нефтяных струй в зону накопления маловодной нефти в верхней части затрубного пространства за счет разности плотностей попутной воды и уловленной нефти.To increase the depth of purification of associated water from residual oil, the proposed device comprises a hollow cylindrical separator-coalescer 18 with holes and a hydrophobic mesh filler, mounted on the lower pump pipe with holes 14 under the fluid flow separator 17 for the overlying receiving formation 5 or above the fluid flow separator 17 for the underlying water receiving formation 6 with respect to the more permeable watered formation 7. The operation of the coalescing separator is to capture and koalas Estimates of oil droplets on a hydrophobic filler from the flow of associated water and the separation of oil in the form of intermittent oil jets in the accumulation zone of low-water oil in the upper part of the annulus due to the difference in the densities of the associated water and the captured oil.

В случае отсутствия или слабого естественного перетока отстоявшейся попутной воды из обводненного пласта 7 в водопринимающий пласт 5 или 6 предлагаемое устройство скважины содержит пакер (не показан), который установлен в затрубном пространстве над верхней насосной трубой с отверстиями 15 и/или насос (не показан), который установлен на колонне насосных труб ниже нижней насосной трубы с отверстиями 14. При этом пакер ограничивает верхнюю часть затрубного пространства в зоне накопления отстоявшейся маловодной нефти и улучшает условия не только вывода этой нефти в устье скважины, но и для принудительного перепуска отстоявшейся попутной воды в водопринимающий пласт с помощью устанавливаемого насоса.In the absence or weak natural flow of settled associated water from the flooded formation 7 to the water receiving formation 5 or 6, the proposed well device comprises a packer (not shown), which is installed in the annulus above the upper pump pipe with holes 15 and / or a pump (not shown) , which is installed on the column of pump pipes below the lower pump pipe with holes 14. In this case, the packer limits the upper part of the annulus in the accumulation zone of the settled low-water oil and improves the conditions of to the output of the oil at the wellhead, but also to forcibly bypass the settled in vodoprinimayuschy associated water reservoir via the pump used.

На чертеже представлена также принципиальная схема известного и предлагаемого способов разработки многопластовой нефтяной залежи. Многопластовая нефтяная залежь представлена одним обводненным более проницаемым пластом 7 и двумя менее проницаемыми пластами - вышележащим 5 и нижележащим 6 относительно первого. Залежь разбурена самостоятельной сеткой скважин на более проницаемый пласт нагнетательными 4 и добывающими скважинами 1 и 2, а на менее проницаемый пласт - нагнетательными (не показаны) и добывающими скважинами 3. При заводнении залежи первыми вырабатываются и обводняются более проницаемые пласты, тогда как менее проницаемые пласты имеют низкий текущий коэффициент извлечения нефти. При этом из более проницаемого пласта 7 добывается вместе с нефтью большое количество воды, на транспортировку, отделение от нефти, подготовку и закачку которого в пласты требуются большие эксплуатационные затраты. Помимо этого, для интенсификации разработки менее проницаемых пластов 5 и 6 необходимо бурение новых скважин, перевод части высокообводненных скважин (воды более 95%) обводненного пласта 7 на пласты 5 и 6 с целью уменьшения сетки скважин последних, что требует существенных капитальных вложений. Для снижения указанных затрат и интенсификации разработки менее проницаемых пластов 5 и 6 по известному способу разработки [4] бурят дополнительные добывающие скважины на менее проницаемый пласт и осуществляют переток попутной воды из более проницаемого пласта 7 в менее проницаемый вышележащий пласт 5 через каверну-накопитель 13 этого пласта. Однако данное техническое решение по перепуску воды малоэффективно вследствие кольматации призабойной зоны пласта 5 или 6 эмульгированной нефтью в попутной воде пласта 7.The drawing also shows a schematic diagram of a well-known and proposed methods for developing a multilayer oil reservoir. The multilayer oil reservoir is represented by one flooded more permeable formation 7 and two less permeable formations - overlying 5 and underlying 6 relative to the first. The reservoir is drilled by an independent grid of wells into a more permeable formation by injection 4 and production wells 1 and 2, and into a less permeable formation by injection (not shown) and production wells 3. When waterfields are deposited, more permeable reservoirs are first produced and flooded, while less permeable reservoirs have a low current oil recovery ratio. At the same time, a large amount of water is produced together with oil from a more permeable formation 7, which requires large operating costs for transportation, separation from oil, the preparation and injection of which into the formations. In addition, in order to intensify the development of less permeable formations 5 and 6, it is necessary to drill new wells, transfer part of highly watered wells (water over 95%) of waterlogged formation 7 to formations 5 and 6 in order to reduce the number of wells in the latter, which requires significant capital investment. To reduce these costs and to intensify the development of less permeable formations 5 and 6 using a known development method [4], additional production wells are drilled onto a less permeable stratum and the associated water is transferred from a more permeable stratum 7 to a less permeable overlying stratum 5 through a storage cavity 13 of this layer. However, this technical solution for water bypass is ineffective due to the mudding of the bottom-hole zone of the formation 5 or 6 with emulsified oil in the associated water of the formation 7.

В отличие от известного способа разработки по предлагаемому способу в добывающих скважинах 1 и 2 с высокой обводненностью продукции, например, более 95% воды, более проницаемого пласта 7 проводят перфорацию обсадной колонны в интервале менее проницаемого пласта 5 или 6, подключают в разработку менее проницаемый пласт методом внутрискважинного перепуска попутной воды из более проницаемого пласта 7 в менее проницаемый пласт 5 или 6 с использованим предлагаемого устройства скважины 1 или 2 и периодически или непрерывно отбирают отстоявшуюся нефть из данных скважин.In contrast to the known development method according to the proposed method, in production wells 1 and 2 with high water cut, for example, more than 95% water, a more permeable formation 7, casing is perforated in the interval of a less permeable formation 5 or 6, a less permeable formation is connected to the development by the method of downhole by-pass of associated water from a more permeable formation 7 to a less permeable formation 5 or 6 using the proposed device of the well 1 or 2 and periodically or continuously collecting the remaining non-permeable five of these wells.

Подключение в разработку менее проницаемых пластов 5 и 6 в скважинах 1 и 2 проводят путем обработки призабойной зоны пластов химреагентами с образованием прискважинных каверн или без этих каверн и очистки скважин с целью увеличения объема перепускаемой воды, последующего спуска колонны насосных труб в комплекте с пакером 12 с нижней 14 и верхней 15 насосными трубами с отверстиями, заглушкой 16, разделителем потоков жидкостей 17 или без разделителя 17, с сепаратором-коалесциатором 18 или без сепаратора 18, входящих в предлагаемое устройство скважины для внутрискважинного разделения нефтеводяной пластовой жидкости на воду и нефть и естественного перепуска попутной воды, отстоявшейся от капельной нефти, из обводненного более проницаемого пласта 7 в менее проницаемый пласт 5 или 6. Для принудительного перепуска попутной воды на колонне насосных труб дополнительно устанавливают насос (не показан) ниже нижней насосной трубы с отверстиями 14 и пакер (не показан) в затрубном пространстве над верхней насосной трубой с отверстиями 15.Connection to the development of less permeable formations 5 and 6 in wells 1 and 2 is carried out by treating the bottomhole formation zone with chemicals to form near-well caverns or without these caverns and to clean the wells in order to increase the volume of bypassed water, then lowering the pump pipe string complete with a packer 12 s lower 14 and upper 15 pump pipes with holes, plug 16, separator for fluid flows 17 or without separator 17, with separator-coalescer 18 or without separator 18 included in the proposed device s for downhole separation of the oil-water formation fluid into water and oil and the natural transfer of associated water separated from the drip oil from the flooded more permeable formation 7 to the less permeable formation 5 or 6. For forced transfer of associated water to the pump pipe string, an additional pump is installed (not shown) below the lower pump pipe with holes 14 and a packer (not shown) in the annulus above the upper pump pipe with holes 15.

Периодический отбор отстоявшейся нефти проводят путем периодического отключения откачивающего устройства (газлифт, насос) или закрытия скважины при фонтанировании ее для накопления отстоявшейся нефти в верхней части затрубного пространства и последующего включения скважины в работу, например, по сигналу датчиков уровня жидкостей, для откачки отстоявшейся нефти. Данный режим отбора нефти используют для малодебитных скважин (до 50 м³/сут жидкости) и для скважин с интенсивным перетоком попутной воды в менее проницаемый пласт.Periodic selection of the settled oil is carried out by periodically shutting down the pumping device (gas lift, pump) or closing the well when flowing it out to accumulate the settled oil in the upper part of the annulus and then turn on the well, for example, by the signal of the liquid level sensors, to pump out the settled oil. This mode of oil selection is used for low-production wells (up to 50 m ³ / day of fluid) and for wells with intensive flow of associated water into a less permeable formation.

Непрерывный отбор отстоявшейся нефти проводят путем либо смены откачивающего устройства на менее производительный, либо снижением отбора нефти при фонтанировании скважины известным способом. Данный режим отбора нефти используют для скважин с невысокой приемистостью менее проницаемого пласта по попутной воде.Continuous selection of settled oil is carried out either by changing the pumping device to a less efficient one, or by reducing the oil extraction during well flowing in a known manner. This mode of oil selection is used for wells with low injectivity of a less permeable formation in associated water.

Согласно формуле Дюпюи приемистость пласта Q_в на стадии перепуска водыAccording to the Dupuis formula, the injectivity of the formation Q _at the stage of water bypass

где K - проницаемость пласта, мкм²;where K is the permeability of the formation, μm ² ;

h - толщина пласта, м;h is the thickness of the reservoir, m;

Δр - перепад давления между пластами с учетом расстояния между пластами, МПа;Δр - pressure drop between the layers, taking into account the distance between the layers, MPa;

µ_н - вязкость пластовой нефти, мПа·с;µ _n - viscosity of reservoir oil, MPa · s;

R_k - радиус контура воздействия закачиваемой воды (питания), м;R _k is the radius of the contour of the injected water (supply), m;

r_c - радиус скважины, м;r _c - well radius, m;

пропорциональна перепаду давлений между пластами.proportional to the pressure drop between the layers.

Для повышения приемистости пласта за счет увеличения перепада давления по предлагаемому способу проводят закачку воды в более проницаемый пласт с поддержанием давления в этом пласте выше давления в менее проницаемом пласте на 3 МПа и/или увеличивают отбор пластовой продукции из добывающих скважин менее проницаемого пласта для снижения пластового давления в менее проницаемом пласте по сравнению с давлением в более проницаемом пласте на 3 МПа.To increase the injectivity of the formation by increasing the pressure drop according to the proposed method, water is injected into a more permeable formation while maintaining the pressure in this formation above the pressure in the less permeable formation by 3 MPa and / or increase the selection of formation products from production wells of a less permeable formation to reduce the formation pressure in a less permeable formation compared to pressure in a more permeable formation by 3 MPa.

Приемистость менее проницаемого пласта и отбор продукции из этого пласта могут быть увеличены за счет увеличения проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) (К в ф.3) и ''кажущегося'' радиуса скважины (r_с в ф.3) путем кислотных обработок и кислотных ванн в ПЗП скважин известными способами.The injectivity of a less permeable formation and the selection of products from this formation can be increased by increasing the permeability of the bottom-hole formation zone (PZP) (K in f.3) and the `` apparent '' radius of the well (r _c in f.3) by acid treatments and acid baths in PZZ wells by known methods.

Примеры осуществления способа.Examples of the method.

Многопластовая залежь нефти представлена тремя отдельно разрабатываемыми заводнением пластами, геолого-физическая и техническая характеристика которых представлена в таблице (обозначения в таблице и описании соответствуют обозначениям чертежа и формул). Из данных таблицы видно, что более проницаемый пласт 7 вследствие высокой подвижности нефти в пласте (k/µ=0.13) выработан до проектного КИН (0.52) и имеет высокую обводненность продукции (91%), тогда как менее проницаемые пласты 5 и 6 вследствие низкой подвижности нефти (0.028 и 0.007 соответственно) имеют низкий текущий КИН при средней обводненности добываемой продукции 48%об. При этом из обводненного пласта 7 добывается ежегодно более 230 тыс.м³ попутной воды с 23 тыс.м³ нефти, т.е. вода, закачиваемая в этот пласт используется неэффективно при больших эксплуатационных затратах на ее транспортировку, подготовку и закачку в пласт.A multilayer oil reservoir is represented by three separately developed waterflooding reservoirs, the geological, physical and technical characteristics of which are presented in the table (the designations in the table and description correspond to the designations of the drawing and formulas). It can be seen from the table that the more permeable reservoir 7, due to the high oil mobility in the reservoir (k / µ = 0.13), was developed before the design oil recovery factor (0.52) and has a high water cut (91%), while the less permeable reservoirs 5 and 6 due to the low oil mobility (0.028 and 0.007, respectively) have a low current oil recovery factor with an average water cut of produced products of 48% vol. At the same time, more than 230 thousand m ^{3 of} associated water from 23 thousand m ^{3 of} oil is extracted annually from flooded formation 7; water injected into this formation is used inefficiently at high operational costs for its transportation, preparation and injection into the formation.

Пример 1 иллюстрирует реализацию и эффективность предлагаемого способа разработки многопластовой залежи путем естественного перепуска попутной воды из обводненного терригенного пласта 7 в вышележащий слаборазрабатываемый карбонатный пласт 5 с использованием предлагаемого устройства скважины.Example 1 illustrates the implementation and effectiveness of the proposed method for developing a multilayer reservoir by naturally passing associated water from an irrigated terrigenous stratum 7 to an overlying poorly developed carbonate stratum 5 using the proposed well device.

Предпосылкой для реализации естественного перепуска воды являются достаточный перепад давления (Δр) между пластами 7 и 5 с учетом разницы глубины их залегания (Н₇-Н₅):A prerequisite for the implementation of natural water bypass is a sufficient pressure drop (Δp) between layers 7 and 5, taking into account the difference in the depth of their occurrence (H ₇ -H ₅ ):

Δр=р_пл7-р_пл5-(Н₇-Н₅)·ρ_в/100=16.3-10.1-(1490-1200)·1.16/100=2.8 МПа;Δp = p _pl7- p _pl5 - (H ₇ -H ₅ ) · ρ _in /100=16.3-10.1-(1490-1200)·1.16/100=2.8 MPa;

удовлетворительная приемистость пласта 5 на стадии начала перепуска попутной воды пласта 7 в этот пласт, рассчитанная по формуле 3:satisfactory injectivity of the formation 5 at the stage of the beginning of the by-pass of formation water of the formation 7 into this formation, calculated by the formula 3:

где 86.4 - пересчетный коэффициент размерностей;where 86.4 is the conversion factor of dimensions;

и совместимость вод этих пластов по химическому составу.and the compatibility of the water of these formations in chemical composition.

Для реализации способа на пласте 7 выбраны 9 действующих добывающих скважин со средней обводненностью продукции выше 93% и средним дебитом 27 м³/сут и 8 скважин обводненностью 98% и дебитом 32 м³/сут из бездействующего фонда скважин. Суммарный объем жидкости, добываемый из этих скважин, 500 м³/сут, из этого объема - нефти 22 м³/сут, а воды 478 м³/сут. В выбранных скважинах пласта 7 перфорируют всю толщину продуктивного пласта 5, обрабатывают призабойную зону этого пласта (ПЗП) солянокислотным раствором поверхностно-активного вещества и очищают ПЗП с целью увеличения объема перепускаемой попутной воды; в эксплуатационную колонну диаметром 6'' спускают колонну насосных труб диаметром 2'' с пакером 12, монтируя эту колонну с нижней насосной трубой 14 с двумя щелевыми отверстиями размером 10×200 мм на расстоянии между ними 0.5 м, заглушкой 16 над этой трубой и с верхней насосной трубой 15 с одним щелевым отверстием размером 10×200 мм. Нижнюю насосную трубу с отверстиями 14 монтируют в колонне труб на высоте 200 м от водопринимающего пласта 5, а верхнюю насосную трубу с отверстиями 15 - на 50 м выше нижней трубы 14 и ниже динамического уровня 19 в затрубном пространстве на 560 м; спускают с колонной труб насос типа СШН для добычи нефти и пускают скважины в эксплуатацию. После выхода на режим скважины останавливают. С этого момента начинается внутрискважинный естественный переток попутной воды, добываемой из пласта 7 по нижней части колонны труб 8 (до заглушки) через отверстия нижней насосной трубы 14 и отделенной от нефти в нижней части затрубного пространства, из пласта 7 в принимающий продуктивный пласт 5. Продолжительность отстоя нефти от попутной воды в нижней части затрубного пространства скважин со средней продуктивностью 30 м³/сут и обводненностью нефти в 95% составляет не менее 2.5 часов, что обеспечивает качественное отделение капельной нефти от воды [7] и, соответственно, увеличивает продолжительность естественного перетока попутной воды пласта 7 в пласт 5. Отстоявшаяся нефть со средней обводненностью 20% и попутный газ накапливаются в верхней части затрубного пространства скважины, из которого нефть периодически откачивается штанговым насосом в нефтепровод через щелевое отверстие в верхней насосной трубе 15 и верхнюю часть колонны насосных труб (выше заглушки). Продолжительность накопления маловодной нефти, исходя из объема верхней части затрубного пространства для маловодной нефти в 13.2 м³, дебита и обводненности нефти пласта 7, составляет 17 часов. Через каждые 15-20 часов накопившаяся нефть автоматически откачивается насосом, и насос отключается по сигналу или с помощью датчиков уровня жидкости или датчиков давления в затрубном пространстве или датчиков обводненности откачиваемой нефти.To implement the method on reservoir 7, 9 active producing wells were selected with an average water cut of more than 93% and an average flow rate of 27 m ³ / day and 8 wells with a water cut of 98% and a flow rate of 32 m ³ / day from an idle well stock. The total volume of fluid produced from these wells is 500 m ³ / day, of this volume - oil 22 m ³ / day, and water 478 m ³ / day. In the selected wells of the formation 7, the entire thickness of the productive formation 5 is perforated, the bottom-hole zone of this formation (PZP) is treated with a hydrochloric acid solution of a surfactant and the PZP is cleaned to increase the volume of by-pass associated water; in the production casing with a diameter of 6 ″, a column of pump pipes with a diameter of 2 ″ with a packer 12 is lowered, mounting this casing with a lower pump pipe 14 with two slotted holes 10 × 200 mm in size at a distance of 0.5 m between them, a plug 16 above this pipe and with the upper pump tube 15 with one slotted hole of size 10 × 200 mm The lower pump pipe with holes 14 is mounted in the pipe string at a height of 200 m from the water receiving formation 5, and the upper pump pipe with holes 15 is 50 m above the lower pipe 14 and below the dynamic level 19 in the annulus 560 m; a pump of the SShN type is lowered from the pipe string for oil production and the wells are put into operation. After entering the well mode, they stop. From this moment begins the downhole natural flow of associated water extracted from the formation 7 along the lower part of the pipe string 8 (to the plug) through the openings of the lower pump pipe 14 and separated from the oil in the lower part of the annular space, from the formation 7 into the receiving producing formation 5. Duration sludge oil from produced water in the lower part of the annulus of wells with an average productivity of 30 m ³ / day and the water content in oil of 95% is not less than 2.5 hours, which provides qualitative separation of oil droplet water [7] and, accordingly, increases the duration of the natural flow of associated water from formation 7 to formation 5. The settled oil with an average water cut of 20% and associated gas accumulate in the upper part of the annulus of the well, from which the oil is periodically pumped by a sucker rod pump into the pipeline through the slot hole in the upper pump pipe 15 and the upper part of the string of pump pipes (above the plug). The duration of the accumulation of low-water oil, based on the volume of the upper part of the annulus for low-water oil at 13.2 m ³ , the flow rate and water cut of oil in the formation 7, is 17 hours. Every 15-20 hours, the accumulated oil is automatically pumped out by the pump, and the pump is switched off by a signal or with the help of liquid level sensors or pressure sensors in the annulus or water cut sensors of the pumped oil.

В результате перетока попутной воды из 17 добывающих скважин пласта 7 в пласт 5 поступает 470 м³/сут, что в 5 раз превышает текущую закачку воды в этот пласт до реализации способа. Помимо этого, ввод 17 скважин под закачку попутной воды существенно уменьшает сетку скважин на пласте 5 с 27 га до 17 га на скважину. Данные два фактора увеличивают охват залежи пласта 5 и повышают текущую добычу нефти из менее проницаемого пласта 5 более чем в 2 раза.As a result of the flow of associated water from 17 production wells of the formation 7 into the formation 5, 470 m ³ / day is received, which is 5 times higher than the current injection of water into this formation before the implementation of the method. In addition, the commissioning of 17 wells for injection of associated water significantly reduces the grid of wells in formation 5 from 27 ha to 17 ha per well. These two factors increase the coverage of reservoir 5 and increase the current oil production from a less permeable reservoir 5 by more than 2 times.

Одновременно, вследствие периодической остановки 17 добывающих скважин обводненного пласта 7 выравнивается фронт вытеснения нефти водой, закачиваемой в пласт 7 с поверхности. Это способствует повышению отбора нефти из постоянноработающих добывающих скважин пласта 7 при неизменном объеме закачки воды.At the same time, due to the periodic shutdown of 17 production wells of the flooded formation 7, the front of oil displacement is leveled with water pumped into the formation 7 from the surface. This helps to increase the selection of oil from constantly working production wells of the reservoir 7 with a constant volume of water injection.

Таким образом, вода, закачиваемая в пласт 7 с поверхности, эффективно используется для добычи нефти как из слаборазрабатываемого менее проницаемого пласта, так и из обводненного более проницаемого пласта.Thus, water injected into the formation 7 from the surface is effectively used for oil production both from the poorly developed less permeable formation and from the flooded more permeable formation.

Пример 2 иллюстрирует реализацию и эффективность способа-прототипа и предлагаемого способа разработки многопластовой залежи путем естественного внутрискважинного перепуска попутной воды из обводненного пласта 7 в нижележащий слаборазрабатываемый карбонатный пласт 6.Example 2 illustrates the implementation and effectiveness of the prototype method and the proposed method for developing a multilayer reservoir by natural downhole bypassing of associated water from the flooded formation 7 into the underlying poorly developed carbonate formation 6.

Предпосылкой для реализации естественного перепуска воды являются достаточный перепад давления (Δр) между пластами 7 и 6 с учетом разницы глубины их залегания (Н₆-Н₇):A prerequisite for the implementation of natural water bypass is a sufficient pressure drop (Δp) between layers 7 and 6, taking into account the difference in the depth of their occurrence (N ₆ -H ₇ ):

Δр=p_пл7-р_пл6+(Н₆-Н₇)·ρ_в/100=16.3-14.0+(1513-1490)·1.16/100=2.57 МПа;Δp = p _pl7- p _pl6 + (H ₆ -H ₇ ) · ρ _in /100=16.3-14.0+(1513-1490)·1.16/100=2.57 MPa;

удовлетворительная приемистость пласта 6 (по формуле 3):satisfactory injectivity of formation 6 (according to formula 3):

Для реализации способа на пласте 7 выбраны 8 действующих и 10 бездействующих добывающих скважин с теми же добывными характеристиками, как и в примере 1. При этом суммарный объем жидкости, добываемой из этих скважин, 536 м³, из этого объема нефти - 21 м³ и воды - 515 м³.To implement the method on reservoir 7, 8 active and 10 inactive production wells with the same production characteristics as in Example 1 were selected. In this case, the total volume of fluid produced from these wells is 536 m ³ , of this oil volume is 21 m ³ and water - 515 m ³ .

Поскольку суточный объем попутной воды из одной добывающей скважины пласта 7 (29 м³) существенно превышает начальную приемистость пласта 6 (18.3 м³), в выбранных скважинах пласта 7 после перфорации продуктивного пласта 6 создают каверну-накопитель 13 в ПЗП этих скважин, как в способе-прототипе, путем солянокислотной ванны с использованием 15 м³ 20% соляной кислоты. При этом образуется каверна объемом 2 м³ с расчетным средним радиусом каверны (скважины - r_с) 0.35 м, что согласно формуле (3) отвечает приемистости скважин с кавернами 25 м³/сут. Данная приемистость близка к суточному объему попутной воды одной добывающей скважины пласта 7.Since the daily volume of associated water from one production well of stratum 7 (29 m ³ ) significantly exceeds the initial injectivity of stratum 6 (18.3 m ³ ), in the selected wells of stratum 7, after perforation of the productive stratum 6, a storage cavity 13 is created in the bottom-hole zone of these wells, as in the prototype method, by means of a hydrochloric acid bath using 15 m ³ 20% hydrochloric acid. In this case, a cavity with a volume of 2 m ^{3 is formed} with a calculated average radius of the cavity (well - r _s ) 0.35 m, which according to formula (3) corresponds to the injectivity of wells with caverns of 25 m ³ / day. This injectivity is close to the daily volume of associated water from one producing well of formation 7.

Согласно способу-прототипу дополнительно бурят 6 добывающих скважин на менее проницаемый пласт и в 18 добывающих скважинах более проницаемого пласта в эксплуатационную колонну 9 диаметром 6'' спускают колонну насосных труб 8 диаметром 2.5'' до кровли пласта 6 с штанговым насосом для отбора нефти из скважины, и скважины пускают в эксплуатацию. После выхода на режим скважины останавливают для естественного перетока попутной воды пласта 7, отстоявшейся в каверне-накопителе 13, в нижележащий пласт 6. Через 5-11 дней периодического отбора отстоявшейся нефти с обводненностью 20% из скважин, работающих по способу-прототипу, отбор маловодной нефти прекратился и скважины перевели на обычный режим эксплуатации пласта 7, т.е. добычу высокообводненной нефти. Шесть вновь пробуренных добывающих скважин на менее проницаемый пласт увеличили суточную добычу нефти на 15% от первоначальной. Полученные результаты указывают на низкую эффективность способа-прототипа по перепуску попутной воды, поскольку объем каверны-накопителя не обеспечивает отделения капельной нефти от перетекаемой попутной воды и остаточная нефть полностью кольматирует призабойную зону пласта 6, прекращая переток воды в этот пласт.According to the prototype method, 6 production wells are additionally drilled into a less permeable formation, and in 18 production wells of a more permeable formation, a string of pump pipes 8 with a diameter of 2.5 '' is lowered into the production string 8 with a diameter of 2.5 '' to the roof of the formation 6 with a sucker rod pump for oil extraction from the well , and the wells are put into operation. After entering the regime, the wells are stopped for natural flow of associated water from formation 7, which has settled in the storage cavity 13, into the underlying formation 6. After 5-11 days of periodic selection of settled oil with a water cut of 20% from wells operating according to the prototype method, selection of low-water oil ceased and the wells were transferred to normal operation of reservoir 7, i.e. high-water oil production. Six newly drilled production wells on a less permeable reservoir increased daily oil production by 15% from the original. The results indicate a low efficiency of the prototype method for by-pass water bypass, since the volume of the storage cavity does not separate the droplet oil from the flowing associated water and the residual oil completely clogs the bottom-hole zone of formation 6, stopping the flow of water into this formation.

На этих же 18 скважинах с каверной-накопителем реализуют естественный переток и добычу нефти предлагаемым способом. Для этого очищают ПЗП скважины пласта 6, в эксплуатационную колонну 9 спускают до кровли пласта 6 колонну насосных труб 8 диаметром 2.5'' с пакером 12, монтируя эту колонну с нижней насосной трубой 14 с двумя щелевыми отверстиями размером 10×200 мм на расстоянии между ними 0.5 м, заглушкой 16 над этой трубой и с верхней насосной трубой 15 с одним щелевым отверстием размером 10×200 мм. При этом до монтажа колонны труб на нижней насосной трубе устанавливают разделитель потоков жидкостей 17 диаметром полого цилиндра 5'' и усеченного верха конуса 2.5'', который герметично соединен с низом цилиндра и насосной трубой 14, а над разделителем - сепаратор-коалесциатор 18 диаметром 5'' и высотой 200 см. Нижнюю насосную трубу с отверстиями 14 монтируют в колонне насосных труб на высоте 500 м от водопринимающего пласта 6, а верхнюю насосную трубу с отверстиями 15 - на 50 м выше нижней трубы 14 и ниже динамического уровня 19 в затрубном пространстве на 570 м; спускают с колонной труб штанговый глубинный насос для добычи нефти и пускают скважины в эксплуатацию. После выхода на режим скважины останавливают. С этого момента начинается внутрискважинный естественный переток попутной воды, добываемой из пласта 7, по нижней части затрубного пространства, где происходит отделение капельной нефти, через сепаратор-коалесциатор 18, верх разделителя потоков жидкостей 17 и отверстия нижней насосной трубы 14, по нижней части колонны насосных труб 8 в продуктивный пласт 6. Продолжительность отстоя нефти от попутной воды в нижней части затрубного пространства со средней продуктивностью 30 м³/сут и обводненностью нефти в 95% составляет не менее 5 часов, что обеспечивает качественное отделение капельной нефти от воды [7] и, соотвественно, увеличивает продолжительность естественного перетока попутной воды пласта 7 в пласт 6 до нескольких месяцев в отличие от способа-прототипа. Отстоявшаяся маловодная нефть, как в примере 1, откачивается периодически штанговым насосом из верхней части затрубного пространства в нефтепровод через щелевое отверстие в верхней части трубы 15 и верхнюю часть колонны насосных труб (выше заглушки).At the same 18 wells with a storage cavity, natural overflow and oil production by the proposed method are realized. To do this, clean the bottom hole of the formation 6 hole, put the 2.5-inch pump pipe string 8 with a packer 12 into the production string 9 to the roof of the formation 6, mounting this string with the bottom pump pipe 14 with two slot holes 10 × 200 mm in size between them 0.5 m, with a plug 16 above this pipe and with an upper pump pipe 15 with one slot hole 10 × 200 mm in size. In this case, before mounting the pipe string, a separator of fluid flows 17 with a diameter of a hollow cylinder 5 '' and a truncated top of a cone 2.5 '' is installed on the lower pump pipe, which is hermetically connected to the bottom of the cylinder and pump pipe 14, and above the separator, a coalescing separator 18 with a diameter of 5 '' and a height of 200 cm. The lower pump pipe with holes 14 is mounted in the pump pipe string at a height of 500 m from the water receiving formation 6, and the upper pump pipe with holes 15 is 50 m above the lower pipe 14 and below the dynamic level 19 in the annulus on 570 m; a sucker rod pump for oil production is lowered from the pipe string and the wells are put into operation. After entering the well mode, they stop. From this moment begins the downhole natural flow of associated water produced from the reservoir 7 along the lower part of the annulus where the drip oil is separated through the separator-coalescer 18, the top of the fluid flow separator 17 and the holes of the lower pump pipe 14, along the bottom of the pump string pipe 8 into the reservoir 6. Duration sludge oil from produced water in the bottom of the annulus with an average productivity 30 m ³ / day and the water content in oil of 95% is not less than 5 hours, both ensures, qualitative separation of oil from water dropping [7], and, accordingly, increases the natural flow of oilfield produced water reservoir 7 into the layer 6 up to several months as opposed to the prototype method. Settled low-water oil, as in example 1, is periodically pumped out by a sucker rod pump from the upper part of the annulus into the oil pipeline through a slit hole in the upper part of the pipe 15 and the upper part of the pump pipe string (above the plug).

В результате перетока попутной воды из 18 добывающих скважин пласта 7 в пласт 6 поступает 515 м³/сут данной воды, что в 4 раза превышает текущую закачку воды в этот пласт до реализации способа, и ввод 18 скважин под закачку попутной воды уменьшает сетку скважин на пласте 6 с 14.0 га (с учетом 6 вновь пробуренных добывающих скважин по способу-прототипу) до 11.5 га, что увеличивает охват пласта 6 заводнением и повышает текущую суточную добычу нефти из менее проницаемого пласта более, чем в 2 раза. Эффект от перетока попутной воды из пласта 7 в пласт 6 продолжается от 8 до 12 месяцев.As a result of the flow of associated water from 18 production wells of formation 7 into reservoir 6, 515 m ³ / day of this water flows, which is 4 times higher than the current injection of water into this formation prior to the implementation of the method, and entering 18 wells for the injection of associated water reduces the network of wells by reservoir 6 from 14.0 ha (including 6 newly drilled production wells using the prototype method) to 11.5 ha, which increases the coverage of reservoir 6 by water flooding and increases the current daily oil production from a less permeable reservoir by more than 2 times. The effect of the flow of associated water from reservoir 7 to reservoir 6 lasts from 8 to 12 months.

Из сравнения полученных результатов разработки многопластовой залежи по предлагаемому способу и способу-прототипу с использованием перетока попутной воды из более в менее проницаемый пласт видно, что предлагаемый способ разработки с использованием предлагаемого устройства скважины существенно эффективнее способа-прототипа.From a comparison of the results of the development of a multilayer reservoir according to the proposed method and the prototype method using the flow of associated water from more to a less permeable formation, it can be seen that the proposed development method using the proposed well device is significantly more effective than the prototype method.

Одновременно, по предлагаемому способу разработки вследствие периодической остановки 18 добывающих скважин обводненного пласта 7 выравнивается фронт вытеснения нефти из этого пласта водой, закачиваемой в пласт 7 с поверхности. Это способствует повышению отбора нефти из постоянно работающих добывающих скважин пласта 7 при неизменном объеме закачки воды.At the same time, according to the proposed development method, due to the periodic shutdown of 18 production wells of the watered formation 7, the front of oil displacement from this formation is leveled with water pumped into the formation 7 from the surface. This helps to increase the selection of oil from constantly working production wells of the reservoir 7 with a constant volume of water injection.

Пример 3 иллюстрирует реализацию и эффективность предлагаемого способа разработки многопластовой залежи путем принудительного перепуска попутной воды из обводненного терригенного пласта 7 в вышележащий слаборазрабатываемый пласт 5 с помощью электроцентробежного насоса (ЭЦН не показан).Example 3 illustrates the implementation and effectiveness of the proposed method for developing a multilayer reservoir by forcibly transferring associated water from an irrigated terrigenous formation 7 to an overlying underdeveloped formation 5 using an electric centrifugal pump (ESP not shown).

При снижении приемистости пласта 5 или низкой приемистости этого пласта при естественном перетоке попутной воды из пласта 7 в пласт 5 в соответствии с примером 1, в дополнение к предлагаемому устройству скважины, в добывающие скважины высокообводненного пласта 7 на нижней части колонны насосных труб спускают ЭЦН производительностью не менее 30 м³/сут и с напором подачи, обеспечивающим давление на устье скважины не ниже 0.3 МПа. ЭЦН расположен ниже пакера, разделяющего пласты 5 и 7. Для повышения эффективности работы ЭЦН на верхней части колонны насосных труб в затрубном пространстве скважины установлен верхний пакер (не показан) на уровне 500 м над верхней насосной трубой с отверстиями 15. В отличие от примера 1 в скважины не спускают штанговые насосы для периодической откачки отстоявшейся нефти из затрубья.With a decrease in injectivity of formation 5 or low injectivity of this formation with a natural flow of associated water from formation 7 to formation 5 in accordance with Example 1, in addition to the proposed device, wells, into the production wells of a highly flooded formation 7 on the lower part of the pumping pipe string, ESPs with a productivity not less than 30 m ³ / day and with a supply pressure that provides a pressure at the wellhead of at least 0.3 MPa. An ESP is located below the packer separating layers 5 and 7. To increase the efficiency of the ESP, an upper packer (not shown) is installed on the upper part of the pump pipe string in the annulus of the well at a level of 500 m above the upper pump pipe with holes 15. In contrast to Example 1 sucker rod pumps are not allowed into the wells for periodic pumping of settled oil from the annulus.

Включают ЭЦН в работу и после определения дебита скважины по жидкости (q_o, м³/сут) и обводненности добываемой продукции (w_o,%об.) при постоянном давлении на устье (Р_о) закрывают задвижку на устье скважины. Через 15-20 часов задвижку открывают и отбирают до давления Р_о нефть, отстоявшуюся в верхней части затрубного пространства, через отверстия в верхней насосной трубе и верхнюю часть колонны насосных труб в нефтепровод за счет давления, развиваемого ЭЦН. В конце отбора отстоявшейся нефти определяют текущий дебит скважины (q_т) и обводненность отстоявшейся нефти (w_т) и рассчитывают среднюю приемистость пласта 5 по попутной воде, перепускаемой из пласта 7, по формуле:ESP is included in the work and after determining the well flow rate by liquid (q _o , m ³ / day) and the water cut of the produced products (w _o ,% vol.) At a constant pressure at the wellhead (P _o ), close the valve at the wellhead. After 15-20 hours, the valve is opened and _the oil settled in the upper part of the annulus up to the pressure Р _{о is} taken through the holes in the upper pump pipe and the upper part of the pump pipe string into the oil pipe due to the pressure developed by the ESP. At the end of the selection of the settled oil, the current well production rate (q _t ) and the water cut of the settled oil (w _t ) are determined and the average injectivity of the formation 5 is calculated by the associated water bypassed from the formation 7 using the formula:

В данном примере Q_в=(30·95-2·20)/100=28.1 м³/сутIn this example, Q _in = (30 · 95-2 · 20) /100=28.1 m ³ / day

После восстановления давления на устье скважины до Р_о закрывают задвижку и цикл перепуска попутной воды в пласт 5 продолжают.After the restoration of pressure at the wellhead to P _about close the valve and the cycle of passing the associated water into the reservoir 5 continue.

В данном примере также осуществляют 2-й вариант отбора нефти, отстоявшейся в затрубном пространстве, прикрыв задвижку на устье скважины и создав перепад давления до и после задвижки на нефтепроводе в 0.05-0.1 МПа. В этом случае отбор отстоявшейся нефти ведут непрерывно и при этом объем воды, перепускаемой в пласт 5, составляетIn this example, they also carry out the 2nd option for the selection of oil that has settled in the annulus, covering the valve at the wellhead and creating a pressure drop before and after the valve in the oil pipeline at 0.05-0.1 MPa. In this case, the selection of settled oil is carried out continuously and the volume of water transferred into the reservoir 5 is

Q_в=(30·95-2.5·40)/100=27.5 м³/сутQ _in = (30 · 95-2.5 · 40) /100=27.5 m ³ / day

Технологические результаты и, соответственно, преимущества предлагаемого способа разработки перед способом-прототипом в данном примере те же, что и в примере 1, но эксплуатационные расходы при более устойчивом перепуске попутной воды из пласта в пласт выше в примере 3, чем в примере 1.The technological results and, accordingly, the advantages of the proposed development method over the prototype method in this example are the same as in example 1, but the operating costs for a more stable transfer of associated water from the formation to the formation are higher in example 3 than in example 1.

Пример 4 иллюстрирует реализацию и эффективность предлагаемого способа разработки предлагаемым устройством скважины аналогично примеру 2 (естественный переток попутной воды), но без создания каверны-накопителя для повышения приемистости вышележащего менее проницаемого пласта.Example 4 illustrates the implementation and effectiveness of the proposed method for the development of the proposed device by the well, as in example 2 (natural flow of associated water), but without creating a storage cavity to increase the injectivity of the overlying less permeable formation.

Для повышения приемистости данного пласта повышают пластовое давление в более проницаемом обводненном пласте с 16.3 до 17.4 МПа (на 1.1 МПа) за счет увеличения объема закачки воды в 9 нагнетательных скважин с 220 до 250 тыс.м³ в год. Одновременно на 20 добывающих скважинах менее проницаемого пласта интенсифицируют приток пластовой жидкости путем создания каверн-накопителей поверхностно-активными кислотными составами и увеличивают отбор жидкости из менее проницаемого пласта на 20%, что позволяет снизить давление в этом пласте на 0.3 МПа (с 10.1 до 9.8 МПа). В результате проведенных мероприятий перепад давления для естественного перетока попутной воды пласта 7 увеличивается с 2.57 МПа (см.пример 2) до 3.97 МПа и, соответственно приемистость пласта 6 по попутной воде пласта 7 увеличивается с 18.3 до 28.3 м³/сут, что сопоставимо с добычей воды из пласта 7 в 29 м³.To increase the injectivity of this formation, increase the reservoir pressure in a more permeable watered formation from 16.3 to 17.4 MPa (by 1.1 MPa) by increasing the volume of water injection in 9 injection wells from 220 to 250 thousand m ³ per year. At the same time, in 20 production wells of a less permeable formation, the influx of formation fluid is intensified by creating caverns with surfactant acid compositions and increase fluid withdrawal from a less permeable formation by 20%, which reduces the pressure in this formation by 0.3 MPa (from 10.1 to 9.8 MPa ) As a result of the measures taken, the pressure drop for the natural flow of formation water of formation 7 increases from 2.57 MPa (see example 2) to 3.97 MPa and, accordingly, the injectivity of formation 6 by the formation water of formation 7 increases from 18.3 to 28.3 m ³ / day, which is comparable to water production from reservoir 7 in 29 m ³ .

Поскольку пластовое давление в пласте 7 выше гидростатического давления столба жидкости в обводненных добывающих скважинах на 0.1 МПа (17.4-1490·1.16/100), т.е. скважины фонтанируют, то в отличие от примера 2 в данные скважины не спускают штанговые насосы, а отбор маловодной нефти из них в нефтепровод или отдельную емкость проводят за счет этого перепада давления.Since the reservoir pressure in the reservoir 7 is higher than the hydrostatic pressure of the liquid column in the watered production wells by 0.1 MPa (17.4-1490 · 1.16 / 100), i.e. wells flowing, then, unlike example 2, rod pumps are not allowed into these wells, and the selection of low-water oil from them into an oil pipeline or a separate tank is carried out due to this pressure drop.

В результате перетока попутной воды из пласта 7 в пласт 6 за счет увеличения перепада давления между данными пластами суточная добыча нефти увеличивается на 12% по сравнению с предлагаемым способом разработки в примере 2.As a result of the flow of associated water from stratum 7 to stratum 6 due to an increase in the pressure difference between these strata, the daily oil production increases by 12% compared with the proposed development method in example 2.

Таким образом, в результате применения предлагаемого способа разработки с использованием предлагаемого устройства высокообводненной добывающей скважины более проницаемого пласта создается эффективная система заводнения слаборазрабатываемого заводнением менее проницаемого пласта, где указанные добывающие скважины одновременно выполняют роль нагнетательных скважин. При этом в активную разработку заводнением вводятся слабо- и недренируемые запасы как менее, так и более проницаемого продуктивных пластов без дополнительного бурения скважин на низкопроницаемый пласт для уменьшения сетки скважин. Это приводит к увеличению текущего отбора нефти из многопластовой залежи, к ускорению выработки ее запасов при снижении эксплуатационных затрат на подъем, транспортировку, подготовку и закачку попутной воды, перепускаемой в низкопроницаемый пласт, на дневной поверхности и капитальных вложений на дополнительное бурение скважин.Thus, as a result of the application of the proposed development method using the proposed device of a high-water well producing well of a more permeable formation, an effective waterflooding system is created for a poorly developed water-flooding less-permeable formation, where these producing wells simultaneously serve as injection wells. At the same time, low- and non-draining reserves of both less and more permeable productive formations are introduced into the active development by flooding without additional drilling of wells on a low-permeable formation to reduce the network of wells. This leads to an increase in the current extraction of oil from a multilayer reservoir, to an acceleration of the development of its reserves while lowering operating costs for raising, transporting, preparing and pumping associated water bypassed into a low-permeable reservoir on the surface and capital investments for additional well drilling.

Предлагаемый способ и устройство скважины могут быть использованы на монолитных продуктивных пластах, имеющих резконеоднородные пропластки по проницаемости (соотношения проницаемостей более 10).The proposed method and device of the well can be used on monolithic productive formations having sharply inhomogeneous interlayers in permeability (permeability ratio of more than 10).

Предлагаемое устройство скважины может быть использовано для перепуска отстоявшейся воды от нефти из обводненного продуктивного пласта в водоносный поглощающий пласт.The proposed device wells can be used to transfer the settled water from oil from the flooded reservoir to the aquifer absorbing layer.

ПоказательIndicator ПластыStrata 55 66 77 Средняя глубина залегания, м (Н)Average depth, m (N) 12001200 15131513 14901490 Тип коллектораCollector type карбонатcarbonate карбонатcarbonate терригенterrigen Площадь нефтегазоносности, тыс.м³ The area of oil and gas, thousand m ³ 79007900 81008100 1430014300 Средняя нефтенасыщенная толщина, м (h)Average oil saturated thickness, m (h) 66 13.613.6 55 Проницаемость, мкм² (к)Permeability, μm ² (K) 0.330.33 0.350.35 1.951.95 Плотность пластовой нефти, (ρ_н)The density of reservoir oil, (ρ _n ) 0.870.87 0.910.91 0.880.88 Плотность пластовой воды, г/см³ (ρ_в)The density of produced water, g / cm ³ (ρ _in ) 1.171.17 1.171.17 1.161.16 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с (µ_н)The viscosity of oil in reservoir conditions, MPa · s (µ _n ) 11.911.9 48.848.8 15.015.0 Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с(µ_в)The viscosity of water in reservoir conditions, MPa · s (µ _in ) 1.61.6 1.51.5 1.61.6 Подвижность нефти, мкм²/мПа·с (к/µ, 10^-2)The mobility of oil, μm ² / MPa · s (k / μ, 10 ^-2 ) 2.82.8 0.70.7 13.013.0 Давление насыщения нефти газом, МПаSaturation pressure of oil with gas, MPa 9.59.5 10.010.0 11.111.1 Коэффициент извлечения нефти (КИН), доли ед.:The oil recovery ratio (CIN), the share of units: проектныйdesign 0.270.27 0.270.27 0.520.52 текущийcurrent 0.060.06 0.110.11 0.5190.519 Пластовое давление текущее, МПа (Р_пл)The reservoir pressure is current, MPa (R _pl ) 10.110.1 14.014.0 16.316.3 Количество скважин, шт.:Number of wells, pcs .: добывающихextractive 2323 3838 29+18^* 29 + 18 ^* нагнетательныхinjection 66 14fourteen 77 Текущая обводненность продукции скважин, %об.Current water production of wells,% vol. 4747 4949 9191 Текущая годовая добыча воды с нефтью, тыс.м³ Current annual water production with oil, thousand m ³ 1616 5151 256256 Текущая годовая добыча нефти, тыс.м³ Current annual oil production, thousand m ³ 1919 5252 2323 Текущая годовая закачка воды, тыс.м³ Current annual water injection, thousand m ³ 3131 127127 220220 * +18 - количество бездействующих скважин вследствие высокой обводненности продукции (более 98% об.).* +18 - the number of idle wells due to the high water cut of the product (more than 98% vol.).

Источники информацииInformation sources

1. Сургучев М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений, М., Недра, 1968, с.224.1. Surguchev M.L. Methods of control and regulation of the process of developing oil fields, M., Nedra, 1968, p.224.

2. Гаттенбергер Ю.П., Кулагин А.Я. Использование подземных вод для заводнения нефтяных месторождений, М., ВНИИОЭНГ. Обзорная информация. Серия “Нефтепромысловое дело”, 1986, вып.12, с.9-11.2. Gattenberger Yu.P., Kulagin A.Ya. The use of groundwater for waterflooding of oil fields, M., VNIIOENG. Overview information. Series “Oilfield business”, 1986, issue 12, p. 9-11.

3. Авторское свидетельство 2162964, 7 F04B 47/02, Е21В 43/20. 10.02.2001.3. Copyright certificate 2162964, 7 F04B 47/02, ЕВВ 43/20. 02/10/2001.

4. Авторское свидетельство 1820657, Е21В 43/20, 43/14, 1990.4. Copyright certificate 1820657, ЕВВ 43/20, 43/14, 1990.

5. Цынкова О.Э. и др. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. М., Недра, 1993, с.24-25.5. Tsynkova O.E. and others. Hydrodynamic methods of increasing oil recovery. M., Nedra, 1993, pp. 24-25.

6. Сахабутдинов Р.З. и др. Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. М., ВНИИОЭНГ, 2005, с.7.6. Sakhabutdinov R.Z. and others. Features of the formation and destruction of oil-water emulsions at a late stage in the development of oil fields. M., VNIIOENG, 2005, p. 7.

7. Тронов В.П., Тронов А.В. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД. Казань, Издательство “ФЭН”, 2001, с.310.7. Tronov V.P., Tronov A.V. Water purification of various types for use in the PPD system. Kazan, Publishing house “FEN”, 2001, p.310.

Claims

1. A well device for downhole separation of an oil-water reservoir fluid and transfer of associated water from a flooded oil reservoir to an upstream or downstream water reservoir, including a tubing string with or without a pump, lowered into a production string with perforated sections opposite a more permeable flooded or less permeable low-water productive formations, a packer installed in the annulus between these formations, and a storage cavity in the interval less pron a preferred reservoir, characterized in that the pumping pipe string comprises a lower pumping pipe with holes located between a dynamic liquid level in the well and an upper producing formation, an upper pumping pipe with holes located below a dynamic liquid level in a well and above a lower pumping pipe with openings, a plug installed in the cavity of the tubing string above the lower pump tubing with openings.

2. The device according to claim 1, characterized in that the holes in the upper and lower pump tubes are made in the form of round and slit-like holes perpendicularly or tangentially to the inner surface of these pipes.

3. The device according to claim 1, characterized in that the device contains a separator of fluid flows located on the lower pump pipe with holes in the interval of the holes.

4. The device according to claim 3, characterized in that the liquid flow separator is made of metal or hydrophobic material, in the form of a hollow cylinder for an overlying water-receiving layer or in the form of a hollow cylinder and an inverted truncated cone connected to the bottom of the cylinder and the lower pump pipe with holes for the underlying water-receiving layer, and is installed on the lower pump pipe with holes with a cylindrical part opposite these holes.

5. The device according to claim 3, characterized in that the device comprises a cylindrical separator-coalescer with a net hydrophobic filler mounted on the lower pump pipe with holes under the liquid flow separator for the overlying water receiving layer or over the liquid flow separator for the underlying water receiving layer with respect to permeable waterlogged formation.

6. The device according to claim 1, characterized in that the device comprises a pump, which is installed on the column of pump pipes below the lower pump pipe with holes.

7. The device according to claim 1 or 6, characterized in that the device comprises a packer, which is installed in the annulus above the upper pump pipe with holes.

8. A method of developing a multilayer oil reservoir by the method of separate waterflooding, including the placement of wells with opening the reservoirs according to the design of the well pattern, the separate injection of water into the reservoirs and the selection of oil from the reservoirs, the creation of caverns in the interval of a less permeable reservoir and the cyclic production of oil from more permeable formation, and cyclic transfer of associated water in the producing well of this formation from the storage cavity into a less permeable formation, characterized in that in producing wells with high With the water cut of the products of the more permeable formation, the production string is perforated in the interval of the less permeable formation, the less permeable formation is connected to the development by the method of downhole passing by-pass water from the more permeable formation into the less permeable formation using the well device according to claim 1, and the settled oil is periodically or continuously collected from these wells.

9. The method according to claim 8, characterized in that water is injected into a more permeable formation while maintaining the pressure in this formation above the pressure in the less permeable formation by 3 MPa and / or increase the selection of formation products from production wells of a less permeable formation to reduce the formation pressure in a less permeable formation compared to pressure in a more permeable formation by 3 MPa.