RU2382181C1 - Well operation method - Google Patents
Well operation method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2382181C1 RU2382181C1 RU2009114576/03A RU2009114576A RU2382181C1 RU 2382181 C1 RU2382181 C1 RU 2382181C1 RU 2009114576/03 A RU2009114576/03 A RU 2009114576/03A RU 2009114576 A RU2009114576 A RU 2009114576A RU 2382181 C1 RU2382181 C1 RU 2382181C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- pump
- pumps
- well
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при одновременно раздельной добыче нефти и пластовой воды в скважине.The invention relates to the oil industry and may find application at the same time separately producing oil and produced water in the well.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор жидкости через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, периодическую депрессию в добывающих скважинах без остановки погружного скважинного насосного оборудования и периодическое восстановление равновесного режима фильтрации. Добывающие скважины оборудуют двумя глубинными насосами разной производительности. Насос меньшей производительности размещают сверху на рабочей глубине равновесного режима фильтрации. Насос большей производительности размещают снизу на рабочей глубине режима депрессии. Равновесный режим фильтрации обеспечивают работой насоса меньшей производительности при выключенном насосе большей производительности. Режим депрессии обеспечивают работой насоса большей производительности при выключенном насосе меньшей производительности и со снижением уровня жидкости в скважине ниже рабочей глубины равновесного режима фильтрации. При этом при переходе от режима депрессии к равновесному режиму фильтрации верхний насос запускают в работу сразу по достижении уровня жидкости в скважине глубины насоса меньшей производительности с сохранением потока жидкости в скважине (патент РФ №2320860, опублик. 2008.03.27).A known method of developing an oil reservoir, including the selection of fluid through production wells, pumping a working agent through injection wells, periodic depression in production wells without stopping submersible downhole pumping equipment, and periodic restoration of the equilibrium filtration mode. Production wells are equipped with two deep pumps of different capacities. A pump of lower capacity is placed on top of the working depth of the equilibrium filtration mode. A pump with a higher capacity is placed at the bottom at the working depth of the depression mode. The equilibrium filtration mode provides a pump with a lower capacity when the pump is turned off with a higher capacity. The depression mode provides the pump with higher performance when the pump is turned off with lower productivity and with a decrease in the liquid level in the well below the working depth of the equilibrium filtration mode. In this case, when switching from the depression mode to the equilibrium filtration mode, the upper pump is put into operation immediately after reaching the liquid level in the well, the pump depth of the lower productivity, while maintaining the liquid flow in the well (RF patent No. 2320860, published. 2008.03.27).
Способ не позволяет разделять добываемую продукцию в скважине на нефть и воду и направлять воду в водонасыщенную подошвенную область пласта или нижележащий водоносный пласт. Скважина работает только как добывающая.The method does not allow to separate the produced products in the well into oil and water and to direct water to the water-saturated plantar region of the formation or the underlying aquifer. A well only works as a producing well.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ добычи нефти, включающий раздельную откачку из продуктивного пласта через скважину нефти на дневную поверхность и воды в нижележащий горизонт двумя насосами, установленными на различных глубинах. В качестве нижнего насоса используют электроцентробежный насос, обращенный вниз и имеющий снизу хвостовик с пакером, устанавливаемым над кровлей пласта, в который производят закачку воды, или ниже. Верхний насос устанавливают на максимальной высоте. Соотношение производительностей нижнего и верхнего насосов подбирают в зависимости от соотношения количества поступающей в скважину воды и нефти, а общую производительность насосов подбирают из условия гравитационного разделения пластовой жидкости в скважине на нефть и воду и откачки нижним насосом воды, не содержащей нефти (патент РФ №2290497, опублик. 2006.12.27 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of oil production, comprising separate pumping from a reservoir through a well of oil to the surface and water to the underlying horizon with two pumps installed at different depths. As the lower pump, an electric centrifugal pump is used, facing down and having a shank from below with a packer installed above the roof of the formation into which water is pumped, or lower. The upper pump is installed at maximum height. The ratio of the productivity of the lower and upper pumps is selected depending on the ratio of the amount of water and oil entering the well, and the total productivity of the pumps is selected from the conditions of gravity separation of the formation fluid in the well into oil and water and pumping of oil-free water with the lower pump (RF patent No. 2290497 , published. 2006.12.27 - prototype).
Известный способ обеспечивает совмещение в одной скважине функций добывающей и нагнетательной скважин и возврат части попутно добываемой воды обратно в продуктивный пласт для поддержания пластового давления без подъема ее на поверхность. Однако способ не позволяет сводить к минимуму обводненность добываемой нефти и содержание нефти в закачиваемой в нижние горизонты попутно добываемой воде, а также вызывать периодическую депрессию в продуктивном пласте.The known method provides combining in one well the functions of the producing and injection wells and returning part of the produced water back to the reservoir to maintain reservoir pressure without raising it to the surface. However, the method does not allow minimizing the water cut of the produced oil and the oil content of the produced water injected into the lower horizons, as well as causing periodic depression in the reservoir.
В предложенном изобретении решается задача минимизации обводненности добываемой продукции из нефтенасыщенного пласта скважины и содержания нефти в закачиваемой в водонасыщенную подошвенную область пласта или нижние горизонты попутно добываемой воде, а также проведения депрессии в продуктивном пласте.The proposed invention solves the problem of minimizing the water cut of produced products from an oil-saturated well formation and the oil content in the water injected into the water-saturated plantar area of the formation or lower horizons of incidentally produced water, as well as conducting depression in the producing formation.
Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем раздельную откачку из верхнего продуктивного пласта нефти на дневную поверхность верхним насосом, установленным на максимальной рабочей высоте режима эксплуатации, и воды в водонасыщенную подошвенную область пласта или нижележащий водопоглощающий пласт нижним электроцентробежным насосом, обращенным вниз и имеющим снизу хвостовик с пакером, установленным над кровлей водопоглощающего пласта или в подошвенной области пласта, с соотношением производительностей нижнего и верхнего насосов, подобранной в зависимости от соотношения количества поступающей в скважину воды и нефти, и общей производительностью насосов, подобранной из условия гравитационного разделения пластовой жидкости в скважине на нефть и воду и откачки нижним насосом воды, не содержащей нефти, согласно изобретению, между верхним и нижним насосами на рабочей глубине режима депрессии размещают средний электроцентробежный насос с производительностью, большей производительности верхнего насоса, периодически меняют режим эксплуатации скважины на режим депрессии, для чего отключают верхний насос и включают средний и нижний насосы, при этом предварительно перфорируют водонасыщенную подошвенную область пласта или водопоглощающий пласт ниже водонефтяного контакта на расстоянии не менее 5 м, в колонне насосно-компрессорных труб между насосами выполняют две группы отверстий: нижнюю группу отверстий размещают выше перфорации продуктивного пласта на расстоянии в пределах от 50 до 100 м, верхнюю группу отверстий размещают на расстоянии от нижней группы отверстий в пределах от 50 до 300 м.The problem is solved in that in the method of operating the well, comprising separately pumping oil from the upper productive formation to the day surface with an upper pump installed at the maximum operating height of the operating mode, and water into the water-saturated plantar region or the underlying water-absorbing formation with the lower electric centrifugal pump facing down and having a bottom shank with a packer installed above the roof of the water-absorbing layer or in the plantar region of the formation, with a lower productivity ratio the first and the upper pumps, selected depending on the ratio of the amount of water and oil entering the well, and the total pump capacity, selected from the condition of gravitational separation of the formation fluid in the well into oil and water and pumping oil-free water according to the invention between the lower pump between the upper and lower pumps at the working depth of the depression mode place an average electric centrifugal pump with a capacity greater than that of the upper pump, periodically change the operating mode wells for the depression mode, for which the upper pump is turned off and the middle and lower pumps are turned on, while the water-saturated bottom area of the formation or the water-absorbing formation is pre-punched below the oil-water contact at a distance of at least 5 m, two groups of holes are made in the tubing string between the pumps : the lower group of holes is placed above the perforation of the reservoir at a distance in the range from 50 to 100 m, the upper group of holes is placed at a distance from the lower group of holes in the range from 50 to 300 m.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1) раздельная откачка из верхнего продуктивного пласта нефти на дневную поверхность верхним насосом, установленным на максимальной рабочей высоте режима эксплуатации;1) separate pumping from the upper reservoir of oil to the day surface by the upper pump installed at the maximum working height of the operating mode;
2) раздельная откачка воды в водонасыщенную подошвенную область пласта или нижележащий водопоглощающий пласт нижним электроцентробежным насосом, обращенным вниз и имеющим снизу хвостовик с пакером, установленным над кровлей водопоглощающего пласта или в подошвенной области пласта;2) separate pumping of water into the water-saturated bottom area of the formation or the underlying water-absorbing layer by the lower electric centrifugal pump, facing down and having a shank from below with a packer installed above the roof of the water-absorbing layer or in the bottom of the formation;
3) соотношение производительностей нижнего и верхнего насосов, подобранное в зависимости от соотношения количества поступающей в скважину воды и нефти;3) the ratio of the productivity of the lower and upper pumps, selected depending on the ratio of the amount of water and oil entering the well;
4) общая производительность насосов, подобранная из условия гравитационного разделения пластовой жидкости в скважине на нефть и воду и откачки нижним насосом воды, не содержащей нефти;4) the total performance of the pumps, selected from the conditions of gravity separation of the formation fluid in the well into oil and water and pumping water containing no oil with the lower pump;
5) размещение между верхним и нижним насосами на рабочей глубине режима депрессии среднего электроцентробежного насоса с производительностью, большей производительности верхнего насоса;5) placement between the upper and lower pumps at the working depth of the depression mode of the middle electric centrifugal pump with a capacity greater than that of the upper pump;
6) периодическое изменение режима эксплуатации скважины на режим депрессии;6) a periodic change in the mode of operation of the well to a mode of depression;
7) отключение верхнего насоса и включение среднего и нижнего насосов;7) turning off the upper pump and turning on the middle and lower pumps;
8) предварительное перфорирование водонасыщенной подошвенной области пласта или водопоглощающего пласта ниже водонефтяного контакта на расстоянии не менее 5 м;8) preliminary perforation of the water-saturated bottom area of the formation or water-absorbing layer below the oil-water contact at a distance of not less than 5 m;
9) выполнение в колонне насосно-компрессорных труб между насосами двух групп отверстий;9) the implementation in the string of tubing between the pumps of two groups of holes;
10) размещение нижней группы отверстий выше перфорации продуктивного пласта на расстоянии в пределах от 50 до 100 м;10) the placement of the lower group of holes above the perforation of the reservoir at a distance ranging from 50 to 100 m;
11) размещение верхней группы отверстий на расстоянии от нижней группы отверстий в пределах от 50 до 300 м.11) the placement of the upper group of holes at a distance from the lower group of holes in the range from 50 to 300 m
Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-11 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1-4 are common with the prototype, signs 5-11 are the essential distinguishing features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Совмещение функций добывающей и нагнетательной скважины и возврат основной части попутно добываемой воды обратно в пласт без подъема ее на поверхность приводит к закачке воды с частью нефти и добыче нефти с большим количеством воды. Кроме того, такая эксплуатация скважины приводит к повышению обводненности добываемой продукции. В предложенном способе решается задача минимизации обводненности добываемой нефти и содержания нефти в закачиваемой в нижние горизонты попутно добываемой воде. Задача решается следующим образом.The combination of the functions of the producing and injection wells and the return of the main part of the produced water back to the formation without raising it to the surface leads to water injection with part of the oil and oil production with a large amount of water. In addition, such operation of the well leads to an increase in water cut in the produced products. The proposed method solves the problem of minimizing the water cut of the produced oil and the oil content of the produced water injected into the lower horizons. The problem is solved as follows.
На чертеже представлена применяемая компоновка. При раздельной откачке из перфорированного продуктивного пласта 1 через скважину 2 нефти на дневную поверхность и воды в водонасыщенную подошвенную область пласта 3 двумя насосами, установленными на различных глубинах, в качестве нижнего насоса используют электроцентробежный насос 4, обращенный вниз и имеющий снизу хвостовик 5 с пакером 6, устанавливаемым над перфорационными отверстиями 7 пласта 3, в который производят закачку воды. Пакер 6 располагают на максимально низкой отметке над или в интервале водонасыщенной подошвенной области пласта 3, в которую производят закачку попутной воды, что способствует созданию в скважине 2 наибольшего объема, в котором происходит разделение пластовой жидкости на нефть и воду. Перфорацию 7 скважины 2 проводят в интервале водопоглощающего пласта 3 на расстоянии «а» от водонефтяного контакта 8. Расстояние «а» составляет не менее 5 м. Такое расстояние позволяет разместить пакер и гарантирует от поступления закачиваемой воды в верхнюю нефтенасыщенную часть пласта. Верхний насос 9 устанавливают на максимальной высоте. Колонну насосно-компрессорных труб, соединяющих насосы 4 и 9, перфорируют двумя группами отверстий. Нижнюю группу отверстий 10 размещают выше перфорации 11 продуктивного пласта 1 на расстоянии «б». Расстояние «б» выполняют в пределах от 50 до 100 м. Это расстояние гарантирует от прямого ухода нефти в водонасыщенную часть пласта. Верхнюю группу отверстий 12 размещают на расстоянии «в» от нижней группы отверстий 10 в пределах от 50 до 300 м. Такое размещение создает условия для разделения жидкости на нефть и воду.The drawing shows the applicable layout. When separately pumping oil from the perforated
Между верхним 9 и нижним 4 насосами на рабочей глубине режима депрессии размещают средний 13 электроцентробежный насос с производительностью, большей производительности верхнего насоса 9. Верхний насос подбирают так, чтобы он обеспечивал протекание жидкости через насос в его выключенном состоянии. Как правило, этому условию соответствуют штанговые глубинные насосы.Between the upper 9 and lower 4 pumps at the working depth of the depression mode, an average 13 electric centrifugal pump is installed with a capacity greater than that of the
При эксплуатации скважины в режиме добычи нефти включают в работу верхний 9 и нижний 4 насосы. Периодически меняют режим эксплуатации скважины на режим депрессии, для чего отключают верхний 9 насос и включают средний 13 и нижний 4 насосы. За счет большей производительности насоса 13 создают депрессию на нефтенасыщенный пласт 1.When operating wells in oil production mode, the upper 9 and lower 4 pumps are included in the operation. Periodically change the operating mode of the well to the depression mode, for which the upper 9 pump is turned off and the
В результате депрессии очищается призабойная зона и повышается общий дебит скважины, к скважине подтягиваются продуктивные языки пластовых флюидов и снижается обводненность добываемой продукции.As a result of depression, the bottom-hole zone is cleared and the overall well production increases, productive tongues of formation fluids are pulled to the well and the water cut of the produced products is reduced.
Пласты 1 и 3 могут быть изолированы друг от друга или соединяться в один пласт.
В качестве верхнего насоса 9 могут быть использованы штанговые насосы типа 25-175-RHAM-12-4-2-2, в качестве среднего насоса 13 могут быть использованы насосы большей производительности типа ЭЦН5А-400-1050, в качестве нижнего насоса 4, обращенного вниз - насосы типа ЭЦНМ5-80-1300.As the
Пример конкретного выполненияConcrete example
Эксплуатируют скважину 2 глубиной 1300 м, вскрывшую продуктивный пласт 1 на глубине 800 м и водоносный пласт 3 на глубине 830 м. Из продуктивного пласта 1 добывают пластовую жидкость с обводненностью 70%. В скважине 2 на максимально возможной высоте на глубине 450 м размещают верхний штанговый насос 9 типа 25-175-RHAM-12-4-2-2, способный обеспечивать подачу жидкости из скважины с расходом 8 -15 м3/сут. В качестве среднего насоса 13 используют насос типа ЭЦН5А-250-1050 производительностью 250-300 м3/сут и размещают его на глубине 630 м.A
В качестве нижнего электроцентробежного насоса 4 используют насос марки УЭЦНМ5-30-1300, способный обеспечивать подачу жидкости из скважины с расходом 30-35 м3/сут. Насос устанавливают на глубине 805 м, он обращен вниз и имеет снизу хвостовик 5 с пакером 6, устанавливаемым над перфорационными отверстиями 7 пласта 3, в который производят закачку воды. Пакер 6 располагают на отметке 815 м, т.е. максимально низкой отметке в интервале водопоглощающего пласта 3. Перфорацию 7 скважины 2 проводят в интервале водонасыщенной подошвенной области пласта 3 на расстоянии «а», равном 10 м, от водонефтяного контакта 8. Колонну насосно-компрессорных труб, соединяющих насосы 4, 9 и 13, перфорируют двумя группами отверстий. Нижнюю группу отверстий 10 размещают выше перфорации 11 продуктивного пласта 1 на расстоянии «б», равном 50 м. Верхнюю группу отверстий 12 размещают на расстоянии «в» от нижней группы отверстий 10, равном 100 м.As the lower electric
При эксплуатации скважины ведут раздельную откачку из верхнего продуктивного пласта 1 нефти на дневную поверхность верхним насосом типа 25-175-RHAM-12-4-2-2 и воды в нижележащий водопоглощающий пласт нижним электроцентробежным насосом типа УЭЦНМ5-30-1300. Общая производительность насосов подобрана из условия гравитационного разделения пластовой жидкости в скважине на нефть и воду и откачки нижним насосом воды, не содержащей нефти. При снижении текущего дебита скважины и увеличении обводненности добываемой продукции переводят скважину из режима эксплуатации в режим депрессии, для чего выключают верхний насос 9 и включают средний 13 насос типа ЭЦН5А-250-1050 при работающем нижнем насосе 4. При снижении забойного давления с 8 МПа до 4 МПа возвращаются в режим эксплуатации скважины, для чего выключают все насосы, проводят технологическую выдержку для восстановления уровня жидкости в скважине и включают верхний 9 и нижний насос 4.During the operation of the wells, separate oil is pumped from the upper producing
По сравнению с прототипом добыча нефти возрастает при прочих равных условиях на 15%, обводненность добываемой продукции снижается на 8%.Compared with the prototype, oil production increases, ceteris paribus, by 15%, water cut of extracted products is reduced by 8%.
Применение предложенного способа позволит решить задачу минимизации обводненности добываемой нефти и содержания нефти в закачиваемой в нижние горизонты попутно добываемой воде, а также проведения депрессии в продуктивном пласте.The application of the proposed method will allow to solve the problem of minimizing the water cut of the produced oil and the oil content in the produced water injected into the lower horizons, as well as conducting depression in the reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009114576/03A RU2382181C1 (en) | 2009-04-20 | 2009-04-20 | Well operation method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009114576/03A RU2382181C1 (en) | 2009-04-20 | 2009-04-20 | Well operation method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2382181C1 true RU2382181C1 (en) | 2010-02-20 |
Family
ID=42127085
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009114576/03A RU2382181C1 (en) | 2009-04-20 | 2009-04-20 | Well operation method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2382181C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104481470A (en) * | 2014-12-25 | 2015-04-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | Self-adaptive water control string for oil wells and self-adaptive water control method for oil wells |
RU2645196C1 (en) * | 2016-12-02 | 2018-02-16 | Ильдар Зафирович Денисламов | Oil well deep pump equipment operation method |
RU2730163C1 (en) * | 2020-06-09 | 2020-08-19 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for operation of oil well with bottom water |
-
2009
- 2009-04-20 RU RU2009114576/03A patent/RU2382181C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ОРЛОВ В.С. и др. Применение методов одновременной раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной. - М.: ВНИИОЭНГ, 1976, с.6-10, 28, 36. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104481470A (en) * | 2014-12-25 | 2015-04-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | Self-adaptive water control string for oil wells and self-adaptive water control method for oil wells |
CN104481470B (en) * | 2014-12-25 | 2017-08-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | A kind of self-adaptive controlled water pipe post of oil well and method |
RU2645196C1 (en) * | 2016-12-02 | 2018-02-16 | Ильдар Зафирович Денисламов | Oil well deep pump equipment operation method |
RU2730163C1 (en) * | 2020-06-09 | 2020-08-19 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for operation of oil well with bottom water |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
RU2297521C1 (en) | Device for simultaneous separate extraction of well product and for forcing water into formation | |
RU2382181C1 (en) | Well operation method | |
US5842520A (en) | Split stream pumping system for oil production using electric submersible pumps | |
RU2447269C1 (en) | Method to develop deposit with forced product offtake and device for its realisation | |
RU2179234C1 (en) | Method of developing water-flooded oil pool | |
RU2314414C1 (en) | Method for multizone oil reservoir development | |
RU2451165C1 (en) | Method for restriction of brine water inflow to production well | |
WO2004065917B1 (en) | Multi-lateral well with downhole gravity separation | |
RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
RU2290497C1 (en) | Oil extraction method | |
RU2431737C1 (en) | Procedure for development of oil-water deposit | |
RU2320860C1 (en) | Oil field development | |
RU2228433C2 (en) | Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method | |
RU2189433C2 (en) | Method of recovery of well products and deep-well pumping devices for method embodiment (versions) | |
RU102675U1 (en) | DEVICE FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF PRODUCTIVE OIL WELLS | |
RU2520315C2 (en) | Dual production method from two beds in same well | |
RU2401937C1 (en) | Procedure for development of watered oil deposit | |
RU2443858C2 (en) | Device for extraction of well product and water pumping to formation | |
RU2418942C1 (en) | Procedure for well development | |
RU2730163C1 (en) | Method for operation of oil well with bottom water | |
RU2290500C1 (en) | Method for inter-well transit of liquid | |
RU63864U1 (en) | INSTALLING A Borehole PUMPBAR PUMP WITH A DOUBLE ACTION PUMP | |
RU2282025C1 (en) | Oil field development method | |
RU2001109157A (en) | METHOD FOR OIL PRODUCTION FROM WATERFILLING WELLS AND A DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130421 |