RU2431737C1 - Procedure for development of oil-water deposit - Google Patents

Procedure for development of oil-water deposit Download PDF

Info

Publication number
RU2431737C1
RU2431737C1 RU2010115543/03A RU2010115543A RU2431737C1 RU 2431737 C1 RU2431737 C1 RU 2431737C1 RU 2010115543/03 A RU2010115543/03 A RU 2010115543/03A RU 2010115543 A RU2010115543 A RU 2010115543A RU 2431737 C1 RU2431737 C1 RU 2431737C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
water
oil
lunar
pay
reservoir
Prior art date
Application number
RU2010115543/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Равиль Рустамович Ибатуллин (RU)
Равиль Рустамович Ибатуллин
Илфат Нагимович Файзуллин (RU)
Илфат Нагимович Файзуллин
Рашит Газнавиевич Рамазанов (RU)
Рашит Газнавиевич Рамазанов
Дмитрий Витальевич Страхов (RU)
Дмитрий Витальевич Страхов
Радик Зяузятович Зиятдинов (RU)
Радик Зяузятович Зиятдинов
Владимир Борисович Оснос (RU)
Владимир Борисович Оснос
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" имени 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" имени В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2010115543/03A priority Critical patent/RU2431737C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2431737C1 publication Critical patent/RU2431737C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil and gas production. ^ SUBSTANCE: procedure consists in construction of producing and pressure wells, in analysis of geological-physical conditions of pay structure and characteristics of saturating it fluids in well production, and of fluctuations of fluid column height in well- i.e. cycles of rise and fall of water-oil contact level under effect of lunar tides, and in lowering deep well pump into well. The deep-well pump is equipped with a shank end with inlet channels and a packer positioned at a certain interval of the pay. On base of analysis and for decrease of percent ratio of water and well production capacity of the deep well pump is increased to a required value during low tide, and decreased to a required value during high tide. As cycles of rise and fall of a level of water-oil contact under influence of lunar tides diurnal cycles are accepted for a pay with watered upper and lower interlayers. In producers an outlet channel of the shank end is equipped with a connecting rod made with a calibrated orifice and is located 1-2 metres below level of sub-face of the pay. Also, the shank end has inlet radial orifices at the level of an upper boundary of the pay. The packer is installed opposite to an oil interlayer of the pay. Ratio of volume of production withdrawal from the pay of the producer above and under the packer is regulated with diametre of the calibrated orifice of the connecting rod. Capacity of the deep well pump is increased at 20-25% during low tide relative to a required value during high tide. From the beginning of operation this capacity is gradually increased upon each cycle and water cut of output is controlled till it reaches nominal, determined on base of analysis. ^ EFFECT: raised efficiency of water-oil deposit development wherein residual oil is in inter-layer of pay under and over water-encroached upper and lower interlayers divided with clayey inter-layers due to reduced watering in extracted production. ^ 2 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может найти применение при эксплуатации обводненного пласта.The invention relates to the field of development of oil deposits and may find application in the operation of a waterlogged formation.

Известен способ разработки водонефтяной залежи (патент РФ №2138625, МПК7 E21B 43/20, опубл. в бюл. №27 от 27.09.1999 г.), включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции из добывающих скважин, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, при этом давление в пласте поддерживают на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающей скважины, и периодически отбирают нефть с этой зоны.A known method of developing a water-oil deposit (RF patent No. 2138625, IPC 7 E21B 43/20, published in Bulletin No. 27 dated 09/27/1999), including drilling production and injection wells, selecting products from production wells, creating a monitoring system and pressure regulation between the oil and aquifer parts of the formation, while the pressure in the formation is maintained at a level that provides a static level in the estuary zone of the producing well, and oil is periodically taken from this zone.

Недостатком данного способа является его применение для эксплуатации скважин, расположенных в сводовой части нефтеносных структурных поднятий, когда в них еще остаются значительные нефтенасыщенные зоны, но происходит резкое уменьшение притока жидкости к скважине, что ограничивает эффективное использование способа.The disadvantage of this method is its application for the operation of wells located in the arched part of oil-bearing structural elevations, when there are still significant oil-saturated zones in them, but there is a sharp decrease in fluid flow to the well, which limits the effective use of the method.

Также известен способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления (патент РФ №2228433, МПК7 E21B 43/00, опубл. в бюл. №13 от 10.05.2004 г.), заключающийся в подъеме газожидкостной смеси глубинным насосом, спущенным на насосно-компрессорных трубах, при этом с увеличением содержания воды в добываемой скважинной продукции и снижением рентабельности скважины изменяют режим притока и подъема добываемой скважинной продукции исходя из учета месторасположения скважины на структуре нефтеносной залежи, геолого-физических условий строения нефтяного пласта и характеристик насыщающих его жидкостей путем постепенного или скачкообразного изменения величины депрессии на нефтяной пласт с постепенным или резким уменьшением продукции из скважины против нефти, при которых обеспечивают меньшую скорость подъема пластовой воды по сравнению со скоростью подъема пластовой воды по сравнению со скоростью всплытия в ней нефти, имеющей меньшую плотность, а также за счет увеличения фронта вытеснения нефти и повышения давления в нефтяном пласте, как результат резкого уменьшения притока воды из пласта в скважину, причем когда эксплуатируемый скважиной нефтяной пласт состоит из нескольких пропластков, некоторые из которых обводнены, образуют у ствола скважины конус обводнения и обводняют добываемую скважинную продукцию всего пласта, обводненный пропласток изолируют от нефтеносного пакером, который устанавливают выше границы обводненного пропластка на менее проницаемой части, например верхнем нефтенасыщенном пропластке, уменьшают возможность вертикального движения нижней воды и обеспечивают ее беспрепятственное прохождение через скважину в зоне расположения пропластка, что способствует уменьшению отбора воды при сохраняющемся или увеличивающемся отборе нефти, происходящем за счет увеличения давления в нефтяном пласте, при этом когда нефтеносный пласт обводнен, но еще в нем имеются целики остаточной нефти, а при разработке пластовая продукция непрерывно движется, что способствует непрерывному разделению нефти и воды по их плотности и непрерывному их перемещению, вода в определенных условиях, оседая, постепенно занимает нижние части пласта, а нефть, вытесняемая водой, занимает верхние зоны структурных поднятий, что при поддержании в призабойной зоне скважины небольшой, рациональной депрессии, не нарушающей процесс перераспределения отдельных компонентов добываемой скважинной продукции, способствует накоплению нефти в сводовой части структур и макроструктур, под действием этой депрессии поддерживают движение нефти по нефтяному пласту и приток к эксплуатационной скважине, которая далее в стволе скважины всплывает через толщу воды, установленной в стволе скважины на определенной высоте исходя из условий сохранения оптимального режима, обеспечивающего максимально допускаемый отбор нефти и сохранение максимально возможной рентабельности эксплуатации скважины, что обеспечивают предварительной подготовкой поступающей в скважину добываемой скважинной продукции путем подачи в призабойную зону деэмульгатора-растворителя, предотвращающего образование в стволе скважины водонефтяной эмульсии, обеспечивая непрерывное всплытие нефти через толщу воды, отделение нефти от остаточной воды до определенных рациональных их соотношений в нефтеводоотделителе, накопление нефти, или нефти с небольшим содержанием остаточной воды в камере-накопителе с последующей откачкой ее из камеры-накопителя глубинным насосом на периодическом или непрерывном режимах на поверхность земли, а отделившуюся в нефтеводоотделителе воду направляют к забою скважины вместе с подаваемым в воду деэмульгатором, имеющим большую плотность, по эксплуатационной колонне добываемой скважинной продукции пласта, создавая тем самым кругооборот движения воды и обеспечивая работу скважины на установившемся режиме притока и откачки поступающей в скважину добываемой скважинной продукции, при котором избыток воды выбрасывают через обратный клапан в водоносную часть нефтяного пласта.Also known is a method of oil production from waterlogged wells and a device for its implementation (RF patent No. 2228433, IPC 7 E21B 43/00, published in Bulletin No. 13 of 05/10/2004), which consists in lifting a gas-liquid mixture with a submersible pump lowered on tubing, with the increase in water content in the produced well products and the decrease in the profitability of the well, the mode of inflow and rise of the produced well products is changed based on the location of the well on the structure of the oil deposit, geological and physical conditions the tripling of the oil reservoir and the characteristics of the fluids saturating it by gradually or abruptly changing the amount of depression on the oil reservoir with a gradual or sharp decrease in production from the well against oil, which provide a lower rate of formation water rise compared to the rate of formation water rise compared to the ascent rate lower oil density, as well as by increasing the front of oil displacement and increasing pressure in the oil reservoir, as a result of a sharp decrease the flow of water from the formation into the well, and when the oil reservoir operated by the well consists of several layers, some of which are flooded, form a water cone at the wellbore and flood the produced well products of the entire formation, the flooded layer is isolated from the oil-bearing packer, which is installed above the boundary of the flooded layer on a less permeable part, for example, an upper oil-saturated interlayer, reduce the possibility of vertical movement of lower water and ensure its freedom passing through the well in the zone of the interlayer location, which contributes to a decrease in water withdrawal with persistent or increasing oil withdrawal, which occurs due to an increase in pressure in the oil reservoir, while the oil-bearing reservoir is flooded, but there are still residual oil pillars in it, and during development the products are continuously moving, which contributes to the continuous separation of oil and water according to their density and their continuous movement, water under certain conditions, settling, gradually occupies the lower parts of the reservoir a hundred, and oil displaced by water occupies the upper zones of structural uplifts, which, while maintaining a small, rational depression in the near-wellbore zone that does not violate the redistribution of individual components of produced well products, contributes to the accumulation of oil in the vault of structures and macrostructures under the influence of this depression support the movement of oil through the oil reservoir and the inflow to the production well, which then floats in the wellbore through the thickness of the water installed in the wellbore on a predetermined height based on the conditions of maintaining the optimum mode, ensuring the maximum allowable oil selection and maintaining the maximum possible profitability of the well’s operation, which is ensured by preliminary preparation of the produced well products coming into the well by supplying a demulsifier-solvent to the bottomhole zone, preventing the formation of a water-oil emulsion in the wellbore, ensuring continuous ascent of oil through the water column, separation of oil from residual water to certain their rational relationships in the oil separator, the accumulation of oil, or oil with a small residual water content in the storage chamber, followed by pumping it from the storage chamber with a deep pump on a periodic or continuous mode to the surface of the earth, and the water separated in the oil separator is directed to the bottom of the well together with a high-density demulsifier supplied to the water along the production casing of the produced well production of the formation, thereby creating a water circulation circuit and providing bot wells at steady inflow of pumping mode and entering into the well borehole produced products in which excess water is discarded through the check valve into the water-bearing portion of the oil reservoir.

Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:

- во-первых, необходимость постоянного контроля за химическими свойствами добываемой продукции;- firstly, the need for constant monitoring of the chemical properties of the extracted products;

- во-вторых, сложность осуществления способа, обусловленная наличием таких элементов конструкции, как камера накопителя, нефтеводоотделитель, уплотнитель-разделитель и др., а также подача в призабойную зону деэмульгатора-растворителя, предотвращающего образование в стволе скважины водонефтяной эмульсии. Все это вызывает дополнительные материальные и финансовые затраты;- secondly, the complexity of the method, due to the presence of structural elements such as a storage chamber, oil separator, seal-separator, etc., as well as the supply of a demulsifier-solvent to the bottom-hole zone, which prevents the formation of a water-oil emulsion in the wellbore. All this causes additional material and financial costs;

- в-третьих, в процессе отбора продукции из скважины не учитываются месячные лунные отливы и приливы, что ведет к увеличению обводненности добываемой продукции в определенные промежутки времени.- thirdly, in the process of selecting products from the well, monthly lunar ebbs and flows are not taken into account, which leads to an increase in water cut in the produced products at certain intervals.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки водонефтяной залежи (патент РФ №2378501, МПК8 E21B 43/16, опубл. в бюл. №1 от 01.01.2010 г.), включающий подъем газожидкостной смеси глубинным насосом, спущенным на колонне труб, изменение производительности глубинного насоса для уменьшения процентного отношения воды и скважинной продукции, при этом исследуют геолого-физические условия строения продуктивного пласта и характеристики насыщающих его жидкостей для уменьшения процентного отношения воды в скважинной продукции, колебания высоты столба жидкости в скважине - месячные циклы подъема и снижения уровня водонефтяного контакта под действием лунно-солнечных приливных-отливных сил, а скважину выше продуктивного пласта оборудуют пакером, оснащенным хвостовиком с входными каналами, расположенными на 3-4 м ниже продуктивного пласта, после чего, исходя из исследований, производительность глубинного насоса увеличивают до необходимой величины в период месячных лунных отливов и уменьшают до необходимой величины в период месячных лунных приливов.The closest in technical essence is the method of developing a water-oil deposit (RF patent No. 2378501, IPC 8 E21B 43/16, published in Bulletin No. 1 of 01/01/2010), which includes lifting a gas-liquid mixture by a deep pump lowered on a pipe string, the change in the productivity of the downhole pump to reduce the percentage of water and well products, while examining the geological and physical conditions of the structure of the reservoir and the characteristics of the fluids saturating it to reduce the percentage of water in the well products, fluctuations I of the height of the liquid column in the well - monthly cycles of raising and lowering the level of water-oil contact under the influence of lunar-solar tidal forces, and the well above the reservoir is equipped with a packer equipped with a liner with input channels located 3-4 m below the reservoir, after which, based on research, the productivity of the deep pump is increased to the required value during the period of monthly lunar ebbs and reduced to the necessary value during the period of monthly lunar tides.

Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:

- во-первых, данный способ малоэффективен, если остаточная нефть находится в пропластке продуктивного пласта над и под обводнившимися верхним и нижним пропластками, разделенными глинистыми прослойками, вследствие чего образуется конус воды, приводящий к увеличению обводненности добываемой продукции;- firstly, this method is ineffective if the residual oil is in the interlayer of the reservoir above and below the flooded upper and lower interlayers, separated by clay interlayers, as a result of which a water cone is formed, leading to an increase in water cut of the produced products;

- во-вторых, разработка водонефтяной залежи ведется с учетом месячных лунных приливов и отливов, что дает большую погрешность в сравнении с учетом суточных лунных приливов и отливов, поэтому разработку водонефтяной залежи с целью снижения обводненности отбираемой продукции и форсирования отбора нефти точнее вести согласно суточных колебаний столба пластовой жидкости в скважине.- secondly, the development of the oil and water deposits is carried out taking into account the monthly lunar tides and ebbs, which gives a large error in comparison with the daily lunar tides and ebbs, therefore, the development of the oil and water deposits in order to reduce the water cut of the selected products and force the selection of oil is more accurately carried out according to daily fluctuations column of formation fluid in the well.

Задачей изобретения является повышение эффективности разработки водонефтяной залежи, в которой остаточная нефть находится в пропластке продуктивного пласта над и под обводнившимися верхним и нижним пропластками, разделенными глинистыми прослойками за счет снижения обводненности добываемой продукции с учетом суточных лунных приливов и отливов.The objective of the invention is to increase the efficiency of the development of oil-water deposits, in which the residual oil is located in the interlayer of the reservoir above and below the flooded upper and lower interlayers, separated by clay interlayers by reducing the water content of the extracted products, taking into account the daily lunar tides.

Поставленная задача решается способом разработки водонефтяной залежи, включающим строительство нагнетательных и добывающих скважин, исследование геолого-физических условий строения продуктивного пласта и характеристики насыщающих его жидкостей в скважинной продукции, колебания высоты столба жидкости в скважине - циклы подъема и снижения уровня водонефтяного контакта под действием лунных приливных-отливных сил, спуск глубинного насоса, оснащенного хвостовиком с входными каналами и пакером, расположенными в определенном интервале продуктивного пласта, изменение производительности глубинного насоса для уменьшения процентного отношения воды и скважинной продукции, исходя из исследований производительность глубинного насоса увеличивают до необходимой величины в период лунных отливов и уменьшают до необходимой величины в период лунных приливов.The problem is solved by the method of developing an oil and water reservoir, including the construction of injection and producing wells, the study of the geological and physical conditions of the structure of the productive formation and the characteristics of the fluids saturating it in the well production, fluctuations in the height of the liquid column in the well — lifting and lowering levels of water-oil contact under the influence of lunar tidal - casting forces, descent of a deep pump equipped with a shank with input channels and a packer located in a certain interval roduktivnogo formation change downhole pump performance to reduce the percentage of water well production, based on the research performance of a deep well pump is increased to the required value in the period of the lunar tide and reduce to the desired value during the lunar tides.

Новым является то, что для продуктивного пласта с обводнившимися верхними и нижними пропластками в качестве циклов подъема и снижения уровня водонефтяного контакта под действием лунных приливных-отливных сил принимают суточные циклы, при этом в добывающих скважинах выходной канал хвостовика оснащают штуцером с калиброванным отверстием и размещают на 1-2 метра ниже уровня подошвы продуктивного пласта, причем на уровне кровли продуктивного пласта хвостовик снабжают входными радиальными отверстиями, а пакер устанавливают напротив нефтяного пропластка продуктивного пласта, при этом диаметр калиброванного отверстия штуцера позволяет регулировать соотношения объема отбора продукции из продуктивного пласта добывающей скважины под и над пакером, причем производительность глубинного насоса увеличивают на 20-25% в период лунных отливов относительно необходимой величины в период лунных приливов, которую от начала эксплуатации постепенно после каждого цикла повышают с контролем обводненности продукции до достижения номинальной, определяемой исходя из исследований.New is that for a productive formation with waterlogged upper and lower interlayers, daily cycles are taken as lifting and lowering levels of water-oil contact under the influence of lunar tidal forces, while in the production wells the outlet channel of the liner is equipped with a fitting with a calibrated hole and placed on 1-2 meters below the level of the bottom of the reservoir, and at the level of the roof of the reservoir, the shank is provided with radial inlets, and the packer is placed opposite the oil interlayers of the productive formation, while the diameter of the calibrated hole of the nozzle allows you to adjust the ratio of the volume of production from the reservoir of the producing well below and above the packer, and the productivity of the deep pump is increased by 20-25% during the lunar ebb relative to the required value during the lunar tides, which from the beginning of operation, gradually after each cycle they increase with the control of water cut of the product until a nominal value is determined, determined on the basis of research.

Также новым является то, что закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины производят циклически, при этом в период суточного лунного отлива пластовых вод производят закачку вытесняющего агента, а в период суточного лунного прилива пластовых вод производят остановку закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины.It is also new that the displacing agent is injected into injection wells cyclically, while during the daily lunar low tide of the produced water, the displacing agent is injected, and during the daily lunar tide of the produced water, the displacing agent is stopped from injecting into the injection wells.

На фиг.1 изображена схема осуществления способа.Figure 1 shows a diagram of the implementation of the method.

На фиг.2 изображен суточный уровень ВНК с учетом суточных циклов лунных отливов и приливов пластовых вод.Figure 2 shows the daily level of VNK taking into account the daily cycles of lunar ebbs and tides of formation water.

Суть способа заключается в следующем.The essence of the method is as follows.

Производят строительство нагнетательных (на фигурах 1, 2 не показано) и добывающих скважин 1 по определенной сетке. Перед началом эксплуатации обводненного продуктивного пласта 2 (см. фиг.1), в котором остаточная нефть находится в пропластке 3, над и под обводнившимися верхним 4 и нижними пропластками 5.The construction of injection (in figures 1, 2 is not shown) and production wells 1 on a certain grid. Before starting exploitation of the flooded reservoir 2 (see Fig. 1), in which the residual oil is in the interlayer 3, above and below the flooded upper 4 and lower interlayers 5.

Обводнившиеся верхние пропластки 4 разделены глинистыми прослойками 6. Производят исследование продуктивного пласта геолого-физических условий его строения и характеристик насыщающих его жидкостей с учетом суточных циклов лунных отливов и приливов (см. фиг.2).The flooded upper interlayers 4 are separated by clay interlayers 6. A study is made of the reservoir of the geological and physical conditions of its structure and the characteristics of its saturating fluids, taking into account the daily cycles of lunar ebb and flow (see FIG. 2).

Основным фактором, влияющим на колебание высоты столба в скважинах, являются лунные приливные силы. Спектральный анализ, произведенный с использованием программного пакета математического анализа STATISTICA 6.0, позволил определить, что частота суточных колебаний составляет 1,16×10-5 Гц, а амплитуда суточных колебаний высоты столба в скважине составляет 20-50 см.The main factor influencing the fluctuation of the column height in the wells is the lunar tidal forces. Spectral analysis performed using the STATISTICA 6.0 mathematical analysis software package made it possible to determine that the frequency of diurnal oscillations is 1.16 × 10 -5 Hz, and the amplitude of diurnal fluctuations in the height of the column in the well is 20-50 cm.

Из рассмотрения динамики пластового давления выявлено, что во времени уровни воды изменяются волнообразно с определенной амплитудой и скоростью.From a consideration of the dynamics of reservoir pressure, it was found that over time, water levels change in waves with a certain amplitude and speed.

Подъем уровня водонефтяного контакта обозначает увеличение объема воды относительно нефти в соотношении «нефть-вода», а снижение уровня водонефтяного контакта обозначает уменьшение объема воды в соотношении «нефть-вода».A rise in the level of water-oil contact indicates an increase in the volume of water relative to oil in the oil-water ratio, and a decrease in the level of water-oil contact indicates a decrease in the volume of water in the ratio of oil-water.

Приливы наблюдаются при росте приливной силы Луны со снижением уровней жидкости в скважинах. Во время приливов уровни жидкости в скважинах снижаются, пористость и трещинная проницаемость увеличивается. Приемистость пласта при тех же значениях давления возрастает. Из-за роста трещинной проницаемости удельные энергетические затраты на закачку воды уменьшаются, пластовое давление падает.Tides are observed with an increase in the tidal force of the moon with a decrease in fluid levels in the wells. During high tides, fluid levels in wells decrease, and porosity and fracture permeability increase. The injectivity of the reservoir at the same pressure values increases. Due to the growth of fracture permeability, the specific energy costs for pumping water are reduced, the reservoir pressure decreases.

Отливы наблюдаются при снижении приливной силы Луны. В этот период уровни жидкости в скважинах поднимаются, трещинная пористость пласта снижается. Из-за снижения трещинной проницаемости удельные энергетические затраты на закачку воды возрастают. Из-за снижения объема трещинной пористости уровни жидкости в скважинах возрастают, пластовое давление растет, в связи с чем необходимо ограничить или остановить закачку воды (вытесняющего агента) в нагнетательные скважины.Low tides are observed with a decrease in the tidal force of the moon. During this period, the fluid levels in the wells rise, and the fracture porosity of the formation decreases. Due to the reduction in fracture permeability, the specific energy costs for pumping water increase. Due to a decrease in the volume of fractured porosity, fluid levels in wells increase, formation pressure increases, and therefore it is necessary to limit or stop the injection of water (displacing agent) into injection wells.

Время отбора жидкости и закачки воды определяется с учетом соотношения роста (снижения) трещинной проницаемости к снижению (росту) давления приливной волны.The time of fluid withdrawal and water injection is determined taking into account the ratio of growth (decrease) in fracture permeability to decrease (increase) in tidal wave pressure.

В добывающую скважину 1 (см. фиг.1) спускают колонну труб с насосом 7 и хвостовиком 8 на конце.A pipe string with a pump 7 and a shank 8 at the end is lowered into the producing well 1 (see FIG. 1).

Насос 7 может быть любой известной конструкции, например вставной штанговый глубинный насос.The pump 7 may be of any known design, for example a plug-in sucker rod pump.

Выходной канал хвостовика 8 оснащают штуцером 9 с калиброванным отверстием и размещают на 1-2 метра ниже уровня подошвы продуктивного пласта 2, причем на уровне кровли продуктивного пласта 3 хвостовик 8 снабжают входными радиальными отверстиями 10, а пакер 11 устанавливают напротив нефтяного пропластка 3 продуктивного пласта 2.The output channel of the shank 8 is equipped with a fitting 9 with a calibrated hole and placed 1-2 meters below the level of the bottom of the productive formation 2, and at the level of the roof of the productive formation 3, the shank 8 is provided with radial inlet holes 10, and the packer 11 is installed opposite the oil layer 3 of the productive formation 2 .

Калиброванное отверстие 12 штуцера 9 позволяет регулировать соотношение объема отбора продукции из добывающей скважины 1 под и над пакером 11, т.е. через штуцер 9 и входные радиальные отверстия 10 хвостовика 8. Чем больше диаметр калиброванного отверстия 12 штуцера 9, тем больше отбор продукции снизу через штуцер 9 хвостовика 8 и меньше отбор продукции через входные радиальные отверстия 10 хвостовика 8 и наоборот.The calibrated hole 12 of the nozzle 9 allows you to adjust the ratio of the volume of production from the production well 1 below and above the packer 11, i.e. through the nozzle 9 and the inlet radial holes 10 of the shank 8. The larger the diameter of the calibrated hole 12 of the nozzle 9, the greater the selection of products from below through the nozzle 9 of the shank 8 and the smaller the selection of products through the inlet radial holes 10 of the shank 8 and vice versa.

Наличие штуцера 9 в выходном канале хвостовика 8 и входных радиальных отверстий 10 хвостовика 8 позволяет исключить образование конуса воды как сверху, так и снизу, при этом наоборот образуется обратный конус нефти.The presence of the nozzle 9 in the output channel of the shank 8 and the inlet radial holes 10 of the shank 8 eliminates the formation of a water cone both from above and from below, while the reverse oil cone is formed on the contrary.

Начинают разработку водонефтяной залежи. В добывающих скважинах производительность глубинного насоса 7 увеличивают на 20-25% в период лунных отливов (см. фиг.2) относительно необходимой величины в период лунных приливов, которую от начала эксплуатации постепенно после каждого цикла повышают с контролем обводненности продукции до достижения номинальной, определяемой исходя из исследований.Begin development of the oil and water reservoir. In production wells, the productivity of the deep pump 7 is increased by 20-25% during the lunar low tide (see figure 2) relative to the required value during the lunar tide, which from the beginning of operation is gradually increased after each cycle with the control of water cut to reach the nominal, determined based on research.

Через нагнетательные скважины производят циклическую закачку вытесняющего агента (например, сточной воды), при этом в период суточного лунного отлива пластовых вод производят закачку вытесняющего агента, а остановку закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины производят в период суточного лунного прилива пластовых вод. Это позволяет снизить удельные расходы, связанные с закачкой вытесняющего агента на добычу нефти.Through the injection wells, a displacing agent (for example, wastewater) is cycled, during which the displacing agent is injected during the daily lunar low tide, and the displacing agent is stopped in the injection wells during the diurnal lunar tide. This allows you to reduce the unit costs associated with the injection of a displacing agent for oil production.

При необходимости для усиления капиллярной пропитки пласта одновременно с закачкой вытесняющего агента в нагнетательные скважины в период суточного лунного отлива пластовых вод с периодичностью, например, один раз за 20 суток производят закачку поверхностно-активные вещества (ПАВ) (например, водный раствор неонола АФ9-12 в концентрации, не превышающей 0,1%). Локальное повышение пластового давления позволит эксплуатировать залежь с сохранением достигнутых темпов.If necessary, in order to enhance capillary impregnation of the formation at the same time as the displacing agent is injected into injection wells during the daily lunar low tide of formation waters with a frequency of, for example, once every 20 days, surfactants are injected (for example, an aqueous solution of neonol AF 9 - 12 in a concentration not exceeding 0.1%). A local increase in reservoir pressure will allow exploitation of the reservoir while maintaining the achieved pace.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность разработки водонефтяной залежи, в которой остаточная нефть находится в пропластке продуктивного пласта над и под обводнившимися верхним и нижним пропластками, разделенными глинистыми прослойками благодаря наличию пакера и штуцера с калиброванным отверстием, диаметр которого позволяет регулировать соотношения объема отбора продукции скважины из продуктивного пласта под и над пакером, что позволяет исключить образование конуса воды как сверху, так и снизу нефтяного пропластка продуктивного пласта. Кроме того, изменение производительности глубинного насоса с учетом суточных лунных приливов и отливов позволяет снизить обводненность добываемой продукции и форсировать отбор нефти в период суточных лунных отливов.The proposed method allows to increase the efficiency of the development of an oil-water reservoir, in which the residual oil is located in the interlayer of the reservoir above and below the flooded upper and lower interlayers, separated by clay interlayers due to the presence of a packer and nozzle with a calibrated hole, the diameter of which allows you to adjust the ratio of the volume of production of wells from the productive the reservoir below and above the packer, which eliminates the formation of a water cone both above and below the oil layer the reservoir. In addition, a change in the productivity of the deep pump, taking into account the diurnal lunar ebb and flow, allows to reduce the water cut of the produced products and to speed up the selection of oil during the diurnal lunar ebb.

Claims (2)

1. Способ разработки водонефтяной залежи, включающий строительство нагнетательных и добывающих скважин, исследование геолого-физических условий строения продуктивного пласта и характеристик насыщающих его жидкостей в скважинной продукции, колебания высоты столба жидкости в скважине - циклы подъема и снижения уровня водонефтяного контакта под действием лунных приливных-отливных сил, спуск глубинного насоса, оснащенного хвостовиком с входными каналами и пакером, расположенными в определенном интервале продуктивного пласта, изменение производительности глубинного насоса для уменьшения процентного отношения воды и скважинной продукции, исходя из исследований производительность глубинного насоса увеличивают до необходимой величины в период лунных отливов и уменьшают до необходимой величины в период лунных приливов, отличающийся тем, что для продуктивного пласта с обводнившимися верхними и нижними пропластками в качестве циклов подъема и снижения уровня водонефтяного контакта под действием лунных приливных-отливных сил принимают суточные циклы, при этом в добывающих скважинах выходной канал хвостовика оснащают штуцером с калиброванным отверстием и размещают на 1-2 м ниже уровня подошвы продуктивного пласта, причем на уровне кровли продуктивного пласта хвостовик снабжают входными радиальными отверстиями, а пакер устанавливают напротив нефтяного пропластка продуктивного пласта, при этом диаметр калиброванного отверстия штуцера позволяет регулировать соотношения объема отбора продукции из продуктивного пласта добывающей скважины под и над пакером, причем производительность глубинного насоса увеличивают на 20-25% в период лунных отливов относительно необходимой величины в период лунных приливов, которую от начала эксплуатации постепенно после каждого цикла повышают с контролем обводненности продукции до достижения номинальной, определяемой исходя из исследований.1. A method of developing a water-oil deposit, including the construction of injection and producing wells, the study of the geological and physical conditions of the structure of the productive formation and the characteristics of the fluids saturating it in the borehole products, fluctuations in the height of the liquid column in the borehole — lifting and lowering the level of water-oil contact under the influence of lunar tidal casting forces, descent of a deep pump equipped with a liner with input channels and a packer located in a certain interval of the reservoir, change the productivity of the deep pump to reduce the percentage of water and borehole products, based on research, the productivity of the deep pump is increased to the required value during the lunar low tide and reduced to the necessary value during the lunar tide, characterized in that for a productive formation with flooded upper and lower layers in As the cycles of lifting and lowering the level of water-oil contact under the influence of lunar tidal forces take daily cycles, while in production In the production wells, the shank outlet channel is equipped with a fitting with a calibrated hole and placed 1-2 m below the level of the bottom of the reservoir, and at the roof level of the reservoir, the liner is provided with radial inlet holes, and the packer is installed opposite the oil layer of the reservoir, while the diameter of the calibrated fitting hole allows you to adjust the ratio of the volume of production from the reservoir of the producing well below and above the packer, and the performance of the downhole pump and increase by 20-25% during the period of lunar ebbs relative to the required value during the period of lunar tides, which from the beginning of operation is gradually increased after each cycle with the control of water cut to reach the nominal value determined on the basis of research. 2. Способ разработки водонефтяной залежи по п.1, отличающийся тем, что закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины производят циклически, при этом в период суточного лунного отлива пластовых вод производят закачку вытесняющего агента, а в период суточного лунного прилива пластовых вод производят остановку закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины. 2. The method of developing a water-oil deposit according to claim 1, characterized in that the displacing agent is injected into injection wells cyclically, while during the daily lunar low tide of produced water, the displacing agent is injected, and during the daily lunar tide of produced water, the displacing is stopped agent in injection wells.
RU2010115543/03A 2010-04-19 2010-04-19 Procedure for development of oil-water deposit RU2431737C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2010115543/03A RU2431737C1 (en) 2010-04-19 2010-04-19 Procedure for development of oil-water deposit

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2010115543/03A RU2431737C1 (en) 2010-04-19 2010-04-19 Procedure for development of oil-water deposit

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2431737C1 true RU2431737C1 (en) 2011-10-20

Family

ID=44999221

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010115543/03A RU2431737C1 (en) 2010-04-19 2010-04-19 Procedure for development of oil-water deposit

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2431737C1 (en)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2492316C1 (en) * 2012-04-10 2013-09-10 Павел Григорьевич Бродский Method to increase field oil recovery
RU2505665C1 (en) * 2012-07-06 2014-01-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Device for regulation of water cone in well
RU2543841C1 (en) * 2014-05-21 2015-03-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Oil deposit development method
RU2732742C1 (en) * 2020-04-22 2020-09-22 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Development method of water-oil reservoir

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2492316C1 (en) * 2012-04-10 2013-09-10 Павел Григорьевич Бродский Method to increase field oil recovery
RU2505665C1 (en) * 2012-07-06 2014-01-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Device for regulation of water cone in well
RU2543841C1 (en) * 2014-05-21 2015-03-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Oil deposit development method
RU2732742C1 (en) * 2020-04-22 2020-09-22 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Development method of water-oil reservoir

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2387812C1 (en) Method to develop oil poll with oil-in-water systems
RU2417306C1 (en) Procedure for development of oil deposit
RU2478164C1 (en) Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer
RU2344272C2 (en) Well structure and method of multipay oil pool development
RU2431737C1 (en) Procedure for development of oil-water deposit
RU2387819C1 (en) Method to develop sticky oil and bitumen accumulation
RU2394153C1 (en) Procedure for operation of high water flooded oil well
RU2439298C1 (en) Method of development of massive oil field with laminar irregularities
RU2395672C1 (en) Water oil well operation plant
RU2386795C1 (en) Development method of oil field with water-oil zones
RU2490436C1 (en) Well operation method
RU2433250C1 (en) Method of oil development by using periodic operation of producer wells with operation portions varying with oil well fluid density variation
US4359092A (en) Method and apparatus for natural gas and thermal energy production from aquifers
RU2317407C1 (en) Well operation method
RU2323331C1 (en) Method for stacked oil pool development with the use of simultaneous separate working agent injection
RU2453689C1 (en) Oil deposit development method
RU2438008C1 (en) Procedure for simultaneous operation of several objects in producer and device for its implementation
RU2421606C1 (en) Procedure for development of oil-water deposit
RU2401937C1 (en) Procedure for development of watered oil deposit
RU2393343C1 (en) Method of supply of hydrocarbons from watering out formation
RU2558546C1 (en) Multilayer oil deposit development method
RU2418942C1 (en) Procedure for well development
RU2378501C1 (en) Method to develop oil-in-water accumulation
RU2463443C1 (en) Method of development of oil deposit
RU2425961C1 (en) Well operation method

Legal Events

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

Effective date: 20170420