RU2369724C1 - Method of oil deposit development - Google Patents

Method of oil deposit development Download PDF

Info

Publication number
RU2369724C1
RU2369724C1 RU2008142241/03A RU2008142241A RU2369724C1 RU 2369724 C1 RU2369724 C1 RU 2369724C1 RU 2008142241/03 A RU2008142241/03 A RU 2008142241/03A RU 2008142241 A RU2008142241 A RU 2008142241A RU 2369724 C1 RU2369724 C1 RU 2369724C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
well
fluid
pusher
valve
Prior art date
Application number
RU2008142241/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Наиль Габдулбариевич Ибрагимов (RU)
Наиль Габдулбариевич Ибрагимов
Миргазиян Закиевич Тазиев (RU)
Миргазиян Закиевич Тазиев
Айрат Фикусович Закиров (RU)
Айрат Фикусович Закиров
Адхам Ахметович Курмашов (RU)
Адхам Ахметович Курмашов
Рашит Марданович Миннуллин (RU)
Рашит Марданович Миннуллин
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority to RU2008142241/03A priority Critical patent/RU2369724C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2369724C1 publication Critical patent/RU2369724C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil and gas production.
SUBSTANCE: invention refers to oil industry and can be implemented at development of oil deposit. The essence of the invention is as follows: the method consists in pumping working agent via pressure wells, in withdrawing oil via producing wells and in boring additional producing wells into blind up- and/or stagnant holes. Drilling is carried out up to a producing bed, then a cased column is lowered and cementing of bottomhole space is performed; further the well is drilled with a bore bit of a smaller diametre up to the bottom of the bed with mineralised water used as a drilling agent, then the well is cemented and perforated or a slotted strainer is installed. Not later, than in 120 hours from the moment of perforation completion or lowering of the slotted strainer a flow string with an anchor shoe, a shutoff and a pusher of a ball of the shutoff is installed in the producer through a well head seal; well fluid is replaced by driving oil into the flow string at volume of well borehole; replaced well fluid is withdrawn via annular gate; and oil driving is completed with fresh water in volume equal to internal volume of the flow string from the well head to the shutoff. Change of well fluid with oil is performed at rate facilitating replacement of fluid with a piston; the process of change is controlled by pressure and consumption of pumped oil; also consumption of oil corresponds to less 6-8 l/sec at pressure at well head 6-7 MPa. An inserted sucker-rod pump is lowered on rods into the anchor shoe; simultaneously the ball of the shutoff is pressed by the pusher and the well is put into operation.
EFFECT: capability to perform outbreak measures at well, maintaining of collector properties of bed and increased yield of oil from deposit.
1 ex, 3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits.
Известен способ строительства скважины многопластового нефтяного месторождения, предусматривающий бурение скважины до проектной глубины, спуск эксплуатационной колонны и ее цементирование. После вскрытия бурением первого нефтяного пласта скважину крепят. Далее бурение скважины продолжают долотом меньшего диаметра, вскрывая остальные продуктивные пласты с последующим цементированием пробуренной части скважины. Последние трубы хвостовика эксплуатационной колонны, проходящие напротив первого нефтеносного пласта, выбирают из легкоразбуриваемого материала, например стеклопластикового. При этом перед цементированием скважины напротив продуктивного пласта устанавливают разобщитель, спускаемый в скважину в составе обсадной колонны, с последующим цементированием разобщенной части скважины под и над разобщителем (Патент РФ №2161239, кл. E21B 33/13, опублик. 2000.12.27).A known method of constructing a well of a multilayer oil field, involving drilling a well to the design depth, lowering the production casing and cementing it. After opening the first oil reservoir by drilling, the well is fixed. Further, the drilling of the well continues with a bit of smaller diameter, revealing the remaining productive formations with subsequent cementing of the drilled part of the well. The last tubing shank pipes extending opposite the first oil reservoir are selected from easily drilled material, for example fiberglass. In this case, before the cementing of the well, a disconnector is installed opposite the producing formation, which is lowered into the well as a casing string, followed by cementing of the separated part of the well beneath and above the disconnector (RF Patent No. 2161239, class E21B 33/13, published 2000.12.27).
Способ обеспечивает сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта, однако способ не обеспечивает противовыбросовых мероприятий на скважине.The method ensures the conservation of the reservoir properties of the reservoir, however, the method does not provide blowout measures at the well.
Наиболее близким к предложенному изобретению является способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий бурение скважины до подошвы верхнего пласта, проведение исследований скважины, спуск обсадной колонны и цементирование заколонного пространства, продолжение бурения скважины долотом меньшего диаметра до подошвы нижнего пласта, проведение исследований скважины, разработку нижнего пласта, установку в интервале нижнего пласта цементного моста, перфорацию интервала верхнего пласта и разработку верхнего пласта. Согласно изобретению бурение скважины до подошвы верхнего пласта проводят с использованием в качестве бурового раствора минерализованной воды с переходом в конце бурения на глинистый раствор. Продолжают бурение скважины долотом меньшего диаметра до подошвы нижнего пласта. Это выполняют с использованием в качестве бурового раствора минерализованной воды с переходом в конце бурения на глинистый раствор. После разработки нижнего пласта проводят снижение пластового давления в нижнем пласте в околоскважинной зоне. Осуществляют нагнетание под кровлю нижнего пласта глинистого раствора на минерализованной воде и прокачку под кровлю нижнего пласта пресной воды (Патент РФ №2323330, кл. E21B 43/14, опублик. 2008.04.27 - прототип).Closest to the proposed invention is a method of developing a multilayer oil reservoir, including drilling a well to the bottom of the upper formation, conducting well research, lowering the casing and cementing the annulus, continuing to drill a smaller bit to the bottom of the lower formation, conducting well research, developing the lower formation installation of a cement bridge in the interval of the lower layer, perforation of the interval of the upper layer and development of the upper layer. According to the invention, the drilling of a well to the bottom of the upper formation is carried out using saline water as a drilling fluid with a transition to a clay mud at the end of the drilling. Drilling is continued with a smaller diameter bit to the bottom of the lower formation. This is accomplished using mineralized water as the drilling fluid, with the transition to clay mud at the end of drilling. After the development of the lower reservoir, reservoir pressure is reduced in the lower reservoir in the near-wellbore zone. Clay mortar is injected under the roof of the lower layer on mineralized water and fresh water is pumped under the roof of the lower layer (RF Patent No. 2323330, class E21B 43/14, published. 2008.04.27 - prototype).
Известный способ не обеспечивает противовыбросовых мероприятий на скважине.The known method does not provide blowout measures at the well.
В предложенном изобретении решается задача обеспечения противовыбросовых мероприятий на скважине, сохранение коллекторских свойств пласта и повышение нефтеотдачи залежи.The proposed invention solves the problem of providing blowout control measures at the well, preserving reservoir properties of the formation and increasing oil recovery of the reservoir.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, бурение дополнительных добывающих скважин до продуктивного пласта, спуск обсадной колонны и цементирование заколонного пространства, продолжение бурения скважины долотом меньшего диаметра до подошвы пласта, цементирование и перфорацию или установку щелевого фильтра, согласно изобретению бурение дополнительных добывающих скважин проводят в тупиковые и/или застойные зоны, не позднее 120 час с момента завершения перфорации или спуска щелевого фильтра в добывающей скважине через устьевой сальник устанавливают колонну насосно-компрессорных труб с якорным башмаком, клапаном-отсекателем и толкателем шарика клапана-отсекателя, заменяют скважинную жидкость продавкой нефти в колонну насосно-компрессорных труб в объеме ствола скважины, вытесняемую скважинную жидкость отбирают через затрубную задвижку, завершают продавку нефти пресной водой в объеме, равном внутреннему объему колонны насосно-компрессорных труб от устья до клапана-отсекателя, замену скважинной жидкости на нефть производят со скоростью, обеспечивающей поршневое вытеснение жидкости, процесс замены контролируют по давлению и расходу прокачиваемой нефти, при этом расход нефти составляет менее 8 л/сек при давлении на устье 6-7 МПа, спускают на штангах вставной штанговый насос в якорный башмак и одновременно отжимают через толкатель шарик клапана-отсекателя, и запускают скважину в работу.The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir, which includes injecting a working agent through injection wells and taking oil through production wells, drilling additional production wells to a producing formation, lowering the casing string and cementing the annulus, continuing to drill a smaller diameter bit to the bottom of the formation , cementing and perforating or installing a slotted filter, according to the invention, the drilling of additional production wells is carried out in dead ends and / or stagnant zones, no later than 120 hours from the moment of completion of the perforation or descent of the slit filter in the production well, a tubing string with an anchor shoe, a shut-off valve and a ball valve pusher are installed through the wellhead seal, the well fluid is replaced by selling oil into the tubing string pipes in the borehole volume, the displaced borehole fluid is taken through the annular valve, the sale of oil with fresh water is completed in an amount equal to the internal volume of the tubing string x pipes from the mouth to the shutoff valve, the replacement of the borehole fluid with oil is carried out at a speed that provides piston displacement of the fluid, the replacement process is controlled by the pressure and flow rate of the pumped oil, while the oil flow rate is less than 8 l / s with a pressure at the mouth of 6-7 MPa, the plug-in sucker-rod pump is lowered onto the rods into the anchor shoe and at the same time the ball of the shutoff valve is pressed through the pusher and the well is put into operation.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;1. injection of a working agent through injection wells;
2. отбор нефти через добывающие скважины;2. the selection of oil through production wells;
3. бурение дополнительных добывающих скважин до продуктивного пласта;3. drilling additional production wells to the reservoir;
4. спуск обсадной колонны;4. casing descent;
5. цементирование заколонного пространства;5. cementing annular space;
6. продолжение бурения скважины долотом меньшего диаметра до подошвы пласта с использованием в качестве бурового раствора минерализованной воды;6. continued drilling of the well with a smaller diameter bit to the bottom of the formation using saline water as a drilling fluid;
7. цементирование и перфорацию или установку щелевого фильтра;7. cementing and perforation or installation of a slit filter;
8. бурение дополнительных добывающих скважин в тупиковые и/или застойные зоны;8. drilling of additional production wells into dead-end and / or stagnant zones;
9. не позднее 120 час с момента завершения перфорации или спуска щелевого фильтра в добывающей скважине через устьевой сальник установка колонны насосно-компрессорных труб с якорным башмаком, клапаном-отсекателем и толкателем шарика клапана-отсекателя;9. no later than 120 hours after the completion of the perforation or descent of the slit filter in the production well through the wellhead seal, installation of a tubing string with an anchor shoe, a shut-off valve and a pusher of a shut-off valve ball;
10. замена скважинной жидкости продавкой нефти в колонну насосно-компрессорных труб в объеме ствола скважины;10. replacement of the borehole fluid by selling oil into the tubing string in the volume of the wellbore;
11. отбор вытесняемой скважинной жидкости через затрубную задвижку;11. the selection of the displaced well fluid through the annular valve;
12. завершение продавки нефти пресной водой в объеме, равном внутреннему объему колонны насосно-компрессорных труб от устья до клапана-отсекателя;12. completion of the sale of oil by fresh water in an amount equal to the internal volume of the tubing string from the mouth to the shutoff valve;
13. замена скважинной жидкости на нефть со скоростью, обеспечивающей поршневое вытеснение жидкости;13. replacement of the well fluid with oil at a speed that provides piston displacement of the fluid;
14. контроль процесса замены по давлению и расходу прокачиваемой нефти;14. control of the replacement process by pressure and flow rate of the pumped oil;
15. расход нефти менее 8 л/сек. при давлении на устье 6 - 7 МПа;15. oil consumption less than 8 l / s. at a pressure at the mouth of 6 - 7 MPa;
16. спуск на штангах вставного штангового насоса в якорный башмак и одновременное отжатие через толкатель шарика клапана-отсекателя;16. descent on the rods of the plug-in sucker-rod pump into the anchor shoe and simultaneous squeezing of the shut-off valve ball through the pusher;
17. запуск скважины в работу.17. launching a well into operation.
Признаки 1-7 являются общими с прототипом, признаки 8-17 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1-7 are common with the prototype, signs 8-17 are the salient features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке нефтяной залежи остаются невыработанными недренируемые и тупиковые зоны, в которых сохранилась начальная нефтенасыщенность. В эти зоны бурят добывающие скважины и отбирают нефть. Однако при вскрытии таких зон кольматируется призабойная зона скважины, что приводит к снижению проницаемости и к недовыработке запасов залежи. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.During the development of the oil reservoir, non-drained and dead-end zones remain in which the initial oil saturation was preserved. Production wells are drilled into these zones and oil is taken. However, at the opening of such zones, the bottomhole zone of the well is clogged, which leads to a decrease in permeability and to underdevelopment of the reserves of the reservoir. The proposed method solves the problem of increasing oil recovery deposits. The problem is solved as follows.
При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. В недренируемые и тупиковые зоны проводят бурение добывающей скважины до кровли пласта, спуск обсадной колонны и цементирование заколонного пространства, продолжение бурения скважины долотом меньшего диаметра до подошвы пласта, цементирование и перфорацию или установку щелевого фильтра. Не позднее 120 час с момента завершения перфорации или спуска щелевого фильтра в добывающей скважине через устьевой сальник устанавливают колонну насосно-компрессорных труб с якорным башмаком, клапаном-отсекателем и толкателем шарика клапана-отсекателя. Этот период обусловлен нарастающей во времени кольматацией призабойной зоны после вскрытия продуктивного пласта. После 120 час скважина теряет проницаемость призабойной зоны наполовину или даже больше. Для сохранения проницаемости призабойной зоны скважины заменяют скважинную жидкость продавкой нефти в колонну насосно-компрессорных труб в объеме ствола скважины. При этом давлением нефти преодолевается сопротивление пружины клапана-отсекателя. Вытесняемую скважинную жидкость отбирают через затрубную задвижку. Завершают продавку нефти пресной водой в объеме, равном внутреннему объему колонны насосно-компрессорных труб от устья до клапана-отсекателя. Таким образом, в скважине в пространстве между обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб размещают нефть, а ствол колонны насосно-компрессорных труб до якорного башмака заполняют пресной водой. Забой скважины оказывается под слоем нефти, в таких условиях процесс кольматации призабойной зоны скважины приостанавливается. Замену скважинной жидкости на нефть производят со скоростью, обеспечивающей поршневое вытеснение жидкости, что гарантирует замену и отсутствие смешения жидкостей. Процесс замены контролируют по давлению и расходу прокачиваемой нефти. Расход нефти составляет менее 8 л/сек при давлении на устье 6-7 МПа. Спускают на штангах вставной штанговый насос в якорный башмак и одновременно отжимают через толкатель шарик клапана-отсекателя, обеспечивая сообщение забоя с пространством колонны насосно-компрессорных труб, и запускают скважину в работу.When developing an oil deposit, the working agent is pumped through injection wells and oil is taken through production wells. Drilling a production well to the top of the formation, lowering the casing and cementing the annulus, continuing to drill a smaller bit to the bottom of the formation, cementing and perforating or installing a slotted filter are carried out into non-drained and dead-end zones. Not later than 120 hours from the moment of completion of the perforation or descent of the slit filter in the production well, a tubing string with an anchor shoe, a shut-off valve, and a pusher of a shut-off valve ball is installed in the well through the wellhead seal. This period is due to the increasing time of mudding of the bottomhole zone after opening the reservoir. After 120 hours, the well loses the permeability of the bottomhole zone by half or even more. To preserve the permeability of the bottom-hole zone of the well, the well fluid is replaced by selling oil into the string of tubing in the volume of the wellbore. In this case, the oil pressure overcomes the spring resistance of the shutoff valve. The displaced borehole fluid is taken through an annular valve. Complete the sale of oil with fresh water in an amount equal to the internal volume of the tubing string from the mouth to the shutoff valve. Thus, oil is placed in the well in the space between the casing and the tubing string, and the tubing string to the anchor shoe is filled with fresh water. The bottom hole is under a layer of oil, in such conditions, the process of mudding of the bottom hole zone of the well is suspended. The replacement of well fluid with oil is carried out at a speed that ensures piston displacement of the fluid, which ensures replacement and lack of mixing of fluids. The replacement process is controlled by the pressure and flow rate of the pumped oil. Oil consumption is less than 8 l / s at the mouth pressure of 6-7 MPa. The plug-in sucker rod pump is lowered onto the rods into the anchor shoe and at the same time the ball of the shut-off valve is pressed through the pusher, providing the bottom hole message with the space of the tubing string, and the well is put into operation.
При применении штанговых насосов на скважинах, пробуренных на облегченном растворе или на депрессии, глушение скважин утяжеленными растворами не допускается из-за отрицательного влияния растворов на коллекторские свойства пласта. Поэтому спуск колонны насосно-компрессорных труб и насоса необходимо проводить без глушения, что приводит к фонтанным проявлениям. Предлагаемый способ и применяемое оборудование исключает фонтанирование при спуске колонны насосно-компрессорных труб.When using sucker-rod pumps in wells drilled with a lightweight mud or in a depression, well killing with weighted fluids is not allowed due to the negative effect of the fluids on the reservoir properties of the formation. Therefore, the descent of the tubing string and pump must be carried out without jamming, which leads to fountain manifestations. The proposed method and the equipment used eliminates gushing during the descent of the tubing string.
Схема компоновки используемого оборудования представлена на фиг.1, 2 и 3.The layout diagram of the equipment used is presented in figures 1, 2 and 3.
В добывающей скважине 1 через устьевой сальник 2 установлены колонна насосно-компрессорных труб 3 с якорным башмаком 4 и клапаном-отсекателем 5, вставной насос 6, шток 7 и колонна штанг 8. Для прямой промывки арматура скважины оснащена задвижкой 9. Для приема жидкости из ствола скважины при промывке имеется затрубная задвижка 10. В состав клапана-отсекателя 5 входят шарик 11, пружина 12 и перевернутое седло 13.In the production well 1, through the wellhead stuffing box 2, a tubing string 3 with an anchor shoe 4 and a shutoff valve 5, a plug-in pump 6, a rod 7 and a rod string 8 are installed. For direct flushing, the well reinforcement is equipped with a valve 9. For receiving fluid from the barrel when flushing, there is an annular valve 10. The shut-off valve 5 includes a ball 11, a spring 12 and an inverted seat 13.
На фиг.2 представлено положение клапана-отсекателя 5 при закрытом положении. На фиг.3 представлено положение клапана-отсекателя 5 в открытом состоянии после спуска насоса 6.Figure 2 shows the position of the shut-off valve 5 in the closed position. Figure 3 presents the position of the shut-off valve 5 in the open state after the descent of the pump 6.
Не позднее 120 час с момента завершения перфорации или спуска щелевого фильтра заменяют скважинную жидкость продавкой нефти в колонну насосно-компрессорных труб 3 в объеме ствола скважины 1. При этом давлением нефти преодолевают сопротивление пружины 12 клапана-отсекателя 5. Вытесняемую скважинную жидкость отбирают через затрубную задвижку 10. Завершают продавку нефти пресной водой в объеме, равном внутреннему объему колонны насосно-компрессорных труб 3 от устья скважины 1 до клапана-отсекателя 5.Not later than 120 hours after completion of the perforation or descent of the slit filter, the well fluid is replaced by selling oil into the tubing string 3 in the volume of the wellbore 1. At the same time, the spring resistance 12 of the shutoff valve 5 is overcome by the oil pressure. The displaced well fluid is drawn through the annular valve 10. Complete the sale of oil with fresh water in an amount equal to the internal volume of the tubing string 3 from the wellhead 1 to the shutoff valve 5.
После прекращения продавки шарик 11 под действием пружины 12 перекрывает проходное сечение перевернутого седла 13, что обеспечивает отсутствие фонтанирования жидкости с забоя скважины 1. Спускают на колонне штанг 8 вставной насос 6 в якорный башмак 4 и одновременно воздействием штока отжимают через толкатель 14 шарик 11, обеспечивая сообщение забоя скважины с пространством колонны насосно-компрессорных труб 3. Подсоединяют колонну штанг к станку-качалке (не показан) и запускают насос 6 в работу.After the cessation of the sale, the ball 11 under the action of the spring 12 overlaps the bore of the inverted seat 13, which ensures that there is no gushing of liquid from the bottom of the well 1. The insert pump 6 is lowered onto the rod string 8 into the anchor shoe 4 and at the same time, the ball 11 is pressed through the pusher 14, providing communication of the bottom hole with the space of the tubing string 3. Connect the rod string to the rocking machine (not shown) and start the pump 6 in operation.
При очередном подземном ремонте скважины при срыве насоса 6 с якорного башмака 4 шарик 11 перекрывает проходное сечение перевернутого седла 13. В этом положении ведут подъем насоса 6 без глушения скважины 1.At the next underground repair of the well when the pump 6 is disengaged from the anchor shoe 4, the ball 11 overlaps the passage section of the inverted seat 13. In this position, the pump 6 is lifted without killing the well 1.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1100 м, пластовое давление 10 МПа, пластовая температура 24°C, пористость 0,12, проницаемость 0,002 мкм2, нефтенасыщенность 0,8, направление естественной трещиноватости 310°, вязкость нефти 28 мПа·с, плотность нефти 920 кг/м3, коллектор карбонатный трещиновато-порово-кавернозный. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины, отбирают нефть через добывающие скважины. На залежи выявляют недренируемые и тупиковые зоны, представляющие собой не тронутые бурением участки залежи из за наличия на земной поверхности территории, где невозможно установить буровую вышку для наклонно направленного бурения или участки залежи, где добывающие или нагнетательные скважины ликвидированы по техническим причинам. Долотом 215,9 мм бурят добывающую скважину в тупиковой зоне до продуктивного пласта на глубине 1100 м, спускают обсадную колонну и цементируют заколонное пространство. Продолжают бурение скважины долотом меньшего диаметра 114 мм до подошвы пласта на глубине 1250 м. В интервале продуктивного пласта устанавливают щелевой фильтр. Через 12 час с момента завершения спуска щелевого фильтра в добывающей скважине через устьевой сальник устанавливают колонну насосно-компрессорных труб с якорным башмаком, клапаном-отсекателем и толкателем шарика клапана-отсекателя. Скважина заполнена жидкостью, на которой производилось бурение. Заменяют скважинную жидкость продавкой нефти в колонну насосно-компрессорных труб в объеме ствола скважины, равном 21 м3. При этом давлением нефти преодолевают сопротивление пружины клапана-отсекателя. Вытесняемую скважинную жидкость отбирают через затрубную задвижку. Завершают продавку нефти пресной водой в объеме 2,7 м3, равном внутреннему объему колонны насосно-компрессорных труб от устья до клапана-отсекателя. Замену скважинной жидкости на нефть производят со скоростью менее 7 л/с, обеспечивающей поршневое вытеснение жидкости. Процесс замены контролируют по давлению и расходу прокачиваемой нефти. Расход нефти составляет менее 7 л/сек при давлении на устье 7 МПа. Спускают на штангах вставной штанговый насос в якорный башмак и одновременно отжимают через толкатель шарик клапана-отсекателя, обеспечивая сообщение забоя с пространством колонны насосно-компрессорных труб, и запускают скважину в работу.An oil reservoir is developed with the following characteristics: depth 1100 m, reservoir pressure 10 MPa, reservoir temperature 24 ° C, porosity 0.12, permeability 0.002 μm 2 , oil saturation 0.8, direction of natural fracturing 310 °, oil viscosity 28 MPa · s, oil density 920 kg / m 3 , carbonate reservoir fractured-pore-cavernous. The working agent is pumped through injection wells, oil is taken through production wells. Non-drained and dead-end zones are identified on the deposits, which are undisturbed sections of the reservoir due to the presence on the earth's surface of the territory where it is impossible to install a derrick for directional drilling or sections of the reservoir where production or injection wells are liquidated for technical reasons. With a 215.9 mm drill bit, a production well is drilled in the dead end zone to the reservoir at a depth of 1100 m, the casing is lowered and the annulus is cemented. Drilling is continued with a bit with a smaller diameter of 114 mm to the bottom of the formation at a depth of 1250 m. A slotted filter is installed in the interval of the productive formation. 12 hours after the completion of the descent of the slit filter in the production well, a column of tubing with an anchor shoe, a shut-off valve and a pusher of a shut-off valve ball is installed through the wellhead seal. The well is filled with the drilling fluid. Replace the well fluid by selling oil into the tubing string in the borehole volume equal to 21 m 3 . At the same time, the spring pressure of the shutoff valve is overcome by the oil pressure. The displaced borehole fluid is taken through an annular valve. Complete the sale of oil with fresh water in a volume of 2.7 m 3 equal to the internal volume of the tubing string from the mouth to the shutoff valve. Replacing the well fluid with oil is carried out at a rate of less than 7 l / s, providing piston displacement of the fluid. The replacement process is controlled by the pressure and flow rate of the pumped oil. Oil consumption is less than 7 l / s at a mouth pressure of 7 MPa. The plug-in sucker rod pump is lowered onto the rods into the anchor shoe and at the same time the ball of the shut-off valve is pressed through the pusher, providing the bottom hole message with the space of the tubing string, and the well is put into operation.
В результате удается отобрать нефть из тупиковых и застойных зон залежи и увеличить нефтеотдачу на 1,5%.As a result, it is possible to select oil from the dead-end and stagnant zones of the reservoir and increase oil recovery by 1.5%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.The application of the proposed method will improve oil recovery deposits.

Claims (1)

  1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, бурение дополнительных добывающих скважин до продуктивного пласта, спуск обсадной колонны и цементирование заколонного пространства, продолжение бурения скважины долотом меньшего диаметра до подошвы пласта, цементирование и перфорацию или установку щелевого фильтра, отличающийся тем, что бурение дополнительных добывающих скважин проводят в тупиковые и/или застойные зоны не позднее 120 ч с момента завершения перфорации или спуска щелевого фильтра, в добывающей скважине через устьевой сальник устанавливают колонну насосно-компрессорных труб с якорным башмаком, клапаном-отсекателем и толкателем шарика клапана-отсекателя, заменяют скважинную жидкость продавкой нефти в колонну насосно-компрессорных труб в объеме ствола скважины, вытесняемую скважинную жидкость отбирают через затрубную задвижку, завершают продавку нефти пресной водой в объеме, равном внутреннему объему колонны насосно-компрессорных труб от устья до клапана-отсекателя, замену скважинной жидкости на нефть производят со скоростью, обеспечивающей поршневое вытеснение жидкости, процесс замены контролируют по давлению и расходу прокачиваемой нефти, при этом расход нефти составляет менее 6-8 л/с при давлении на устье 6-7 МПа, спускают на штангах вставной штанговый насос в якорный башмак отжимают через толкатель шарик клапана-отсекателя и запускают скважину в работу. A method of developing an oil reservoir, including pumping a working agent through injection wells and extracting oil through production wells, drilling additional production wells to a producing formation, lowering the casing and cementing the annulus, continuing to drill a smaller diameter bit to the bottom of the formation, cementing and perforating or installing slotted filter, characterized in that the drilling of additional production wells is carried out in the dead-end and / or stagnant zones no later than 120 hours from the moment To complete the perforation or descent of the slit filter, a tubing string with an anchor shoe, a shut-off valve and a ball valve-pusher pusher is installed in the production well through the wellhead seal, and the well fluid is replaced by selling oil into the tubing string in the volume of the wellbore, the displaced borehole fluid is taken through the annular valve, the sale of oil with fresh water is completed in an amount equal to the internal volume of the tubing string from the mouth to the valve from projection, the replacement of the borehole fluid with oil is carried out at a speed that ensures piston displacement of the fluid, the replacement process is controlled by the pressure and flow rate of the pumped oil, while the oil flow rate is less than 6-8 l / s at a pressure on the wellhead of 6-7 MPa, lowered on rods the plug-in sucker-rod pump is used to squeeze the ball of the shutoff valve through the pusher through the pusher and start the well into operation.
RU2008142241/03A 2008-10-27 2008-10-27 Method of oil deposit development RU2369724C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2008142241/03A RU2369724C1 (en) 2008-10-27 2008-10-27 Method of oil deposit development

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2008142241/03A RU2369724C1 (en) 2008-10-27 2008-10-27 Method of oil deposit development

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2369724C1 true RU2369724C1 (en) 2009-10-10

Family

ID=41260949

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2008142241/03A RU2369724C1 (en) 2008-10-27 2008-10-27 Method of oil deposit development

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2369724C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111042771A (en) * 2019-11-21 2020-04-21 中国石油天然气股份有限公司 Wellhead casing gas pressurization recovery device, system, method and application

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111042771A (en) * 2019-11-21 2020-04-21 中国石油天然气股份有限公司 Wellhead casing gas pressurization recovery device, system, method and application

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US8122966B2 (en) Total in place hydrocarbon recovery by isolated liquid and gas production through expanded volumetric wellbore exposure +
RU2328590C1 (en) Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants
US20030141073A1 (en) Advanced gas injection method and apparatus liquid hydrocarbon recovery complex
RU2526937C1 (en) Method of low-permeable oil deposit development
WO2007124471A2 (en) Enhanced liquid hydrocarbon recovery by miscible gas water drive
RU2667561C1 (en) Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole
RU2478164C1 (en) Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer
CN103867119A (en) Coal reservoir well completion renovation method
RU2393320C1 (en) Slim hole well construction method
RU2447265C1 (en) Method for horizontal well operation
RU2509884C1 (en) Development method of water-flooded oil deposit
RU2260681C2 (en) Oil and gas deposit development method
EA012022B1 (en) Method for developing hydrocarbon accumulations
RU2494247C1 (en) Development method of water-flooded oil deposit
RU2369724C1 (en) Method of oil deposit development
RU2499134C2 (en) Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting
RU2418162C1 (en) Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil
CN103470221A (en) Underbalance tubing, no-killing gas lifting, shaft pumping and pump detecting combined method
RU2242594C1 (en) Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well
RU2355873C1 (en) Well operating procedure
RU2379492C2 (en) Development method at wells re-entry and oil field in general
RU2236567C1 (en) Method for extracting non-homogenous multibed oil deposit
RU2425961C1 (en) Well operation method
RU2520033C1 (en) Method of horizontal oil well construction
CN106223898A (en) The solid completion integral tubular column unit of a kind of two boiled water horizontal wells

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20131028