RU2446276C1 - Development method of deposit with forced product withdrawal, and device for its implementation - Google Patents

Development method of deposit with forced product withdrawal, and device for its implementation Download PDF

Info

Publication number
RU2446276C1
RU2446276C1 RU2010151908/03A RU2010151908A RU2446276C1 RU 2446276 C1 RU2446276 C1 RU 2446276C1 RU 2010151908/03 A RU2010151908/03 A RU 2010151908/03A RU 2010151908 A RU2010151908 A RU 2010151908A RU 2446276 C1 RU2446276 C1 RU 2446276C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
water
oil
pump
formation
capacity
Prior art date
Application number
RU2010151908/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Ильшат Мухаметович Бакиров (RU)
Ильшат Мухаметович Бакиров
Арслан Валерьевич Насыбуллин (RU)
Арслан Валерьевич Насыбуллин
Владимир Борисович Оснос (RU)
Владимир Борисович Оснос
Диляра Талгатовна Киямова (RU)
Диляра Талгатовна Киямова
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 RU2010151908/03A priority Critical patent/RU2446276C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2446276C1 publication Critical patent/RU2446276C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil and gas industry. ^ SUBSTANCE: method involves extraction of product from formation with water-oil mixture in forced mode, separation of product into oil and water and pumping of separated water to water receiving formation. According to the invention, drilling of lower water receiving formation is performed; device in the form of lower pump and upper pump is lowered into the well; inlet system of the above device is made in the form of a pipe between casing pipe and pipe string, which provides total flow velocity at water and oil extraction, which is less than floating-up velocity of oil in water for separation of product in well into water and oil. Separated water is pumped with lower pump to water receiving formation; at that, pumps are chosen with the capacity corresponding to formation product water content and total capacity providing the forced product extraction from the formation with water-oil mixture. Device includes pumps with drives, which have the possibility of being located in series on pipe string in the well and have inlet and outlet devices, and packer having the possibility of being located between formations in the well, the upper one of which has water-oil mixture, and lower one is intended to receive water. Inlet device of upper pump is made in the form of cylindrical capacity with side inlet hole interconnected with formation containing water-oil mixture, and outlet device of this pump is made in the form of valve unit passing the oil to pipe string. Outlet device of lower pump is made in the form of channel with water delivery valve to the formation intended to receive water, and inlet device is made in the form of channel with suction valve for pumping of settled water to the pump. At that, annular section area outside the capacity is chosen so that maximum flow velocity of water-oil mixture downstream of this section exceeds floating-up velocity of oil in water. At that, capacity is made in the form of a pipe located between casing pipe and pipe string with inner annular section area providing the total flow velocity at water extraction with lower pump and oil extraction with upper pump, which is lower than floating-up velocity of oil in water at intense extraction in the capacity. Side hole of the capacity is located at least 1 m below bottom of formation containing water-oil mixture and inlet of upper pump. At that, inlet device of lower pump is interconnected with the capacity at least 1 m below side hole. Capacity is closed from below with a plug with a connection pipe interconnected with outlet device of lower pump and with borehole space. ^ EFFECT: increasing oil recovery owing to increasing reservoir coverage coefficient at water flooding at advanced stage of development, and reducing material costs. ^ 3 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений с применением форсированного отбора жидкости из добывающих скважин. Оно ориентировано на увеличение нефтеотдачи продуктивных пластов за счет снижения обводненности продукции, ограничения отбора воды, увеличения градиента давления в прискважинной зоне пласта.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing oil fields using forced selection of liquid from production wells. It is aimed at increasing oil recovery in productive formations by reducing water cut in production, limiting water withdrawal, and increasing the pressure gradient in the near-wellbore zone of the formation.

Известен способ разработки залежей углеводородов (патент RU №2378502, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.01.2010), который предусматривает бурение нагнетательных и добывающих скважин, нагнетание вытесняющего агента и форсированный отбор пластовой продукции через скважины с фильтром ниже текущего положения водонефтяного контакта, отбор нефти из прикровельного интервала пласта нефтедобывающими скважинами, расположенными на повышенных участках структуры.A known method for the development of hydrocarbon deposits (patent RU No. 2378502, IPC ЕВВ 43/20, publ. 10.01.2010), which provides for the injection and production wells drilling, forcing the displacing agent and forced selection of reservoir products through wells with a filter below the current position of the oil-water contact, selection of oil from the near-bed interval of the reservoir by oil producing wells located in elevated sections of the structure.

Недостатками способа являются возможность его использования только при расположении скважин на повышенных участках, что не позволяет достичь значительного повышения нефтеотдачи, а также увеличение материальных затрат вследствие подъема всей добываемой продукции на поверхность, последующей ее сепарации и закачки полученной воды в целях поддержания пластового давления.The disadvantages of the method are the possibility of its use only when the wells are located in elevated areas, which does not allow to achieve a significant increase in oil recovery, as well as an increase in material costs due to the lifting of all produced products to the surface, its subsequent separation and injection of the obtained water in order to maintain reservoir pressure.

Известен способ разработки залежей нефти, который предусматривает внутрискважинную сепарацию добываемой продукции (патент RU №2275502, МПК Е21В 43/38, Е21В 43/22, Е21В 37/00, опубл. 27.04.2006). Он обеспечивает возможность сепарации текучих продуктов в нефтяной скважине в комбинации с нагнетанием химиката.A known method of developing oil deposits, which provides for downhole separation of produced products (patent RU No. 2275502, IPC ЕВВ 43/38, ЕВВ 43/22, ЕВВ 37/00, published on 04/27/2006). It allows the separation of fluid products in an oil well in combination with chemical injection.

Существенными недостатками данного способа являются дополнительные материальные затраты на реагенты, затраты на его транспортировку, закачку, а также затраты, связанные с охраной окружающей среды при его применении, а также невозможность использования данного способа и системы в случае форсированного отбора жидкости.Significant disadvantages of this method are the additional material costs of the reagents, the cost of its transportation, injection, as well as the costs associated with environmental protection in its application, as well as the inability to use this method and system in the case of forced fluid withdrawal.

Наиболее близким аналогом изобретения по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2105870, МПК Е21В 43/20, 43/30, опубл. 27.02.1998), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и форсированный отбор жидкости на части добывающих скважин, на участках разработки проводят чередующийся отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, осуществляют работу скважин соседних участков в противофазе, уменьшают размеры участков разработки размещением разрезающих рядов нагнетательных скважин, при этом осуществляют выход на форсированный режим ступенчатым увеличением дебита скважины.The closest analogue of the invention to the technical essence is a method of developing an oil reservoir (patent RU No. 2105870, IPC ЕВВ 43/20, 43/30, publ. 02.27.1998), including pumping a working agent through injection wells, oil selection through production wells and forced fluid sampling for parts of production wells; at the development sites, alternating oil extraction through production wells and injection of the working agent through injection wells are carried out, the wells of neighboring sections are operated in antiphase, the sizes of development astronauts by placing cutting rows of injection wells, while reaching the forced mode by stepwise increase in the well flow rate.

Существенными недостатками данного способа являются ввод дополнительных рядов нагнетательных скважин, подъем водонефтяной смеси из добывающих скважин на поверхность и дальнейшая закачка отделенной воды в нагнетательные скважины, что влечет за собой дополнительные материальные затраты.Significant disadvantages of this method are the introduction of additional rows of injection wells, lifting the oil-water mixture from production wells to the surface and further pumping the separated water into the injection wells, which entails additional material costs.

Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение нефтеизвлечения за счет увеличения коэффициента охвата пласта вытеснением (отношение объема пласта, охваченного вытеснением, к общему объему пласта) при осуществлении заводнения на месторождениях углеводородов, находящихся на поздней стадии разработки, снижение материальных затрат, связанных с подъемом всей добываемой продукции на поверхность и последующей закачкой полученной при сепарации воды в нагнетательные скважины.The technical objectives of the proposed method are to increase oil recovery by increasing the coefficient of coverage of the reservoir by displacement (the ratio of the volume of the reservoir covered by the displacement to the total volume of the reservoir) during waterflooding in hydrocarbon fields that are at a late stage of development, reducing material costs associated with raising all of the produced products to the surface and subsequent injection of water obtained during separation into injection wells.

Поставленная задача достигается способом разработки месторождения, находящегося на поздней стадии разработки с форсированным отбором продукции, включающим добычу продукции из пласта с водонефтяной смесью в форсированном режиме, разделение продукции на нефть и воду и закачку выделившейся воды в пласт для приема воды.The task is achieved by a method of developing a field at a late stage of development with forced selection of products, including the production of products from the reservoir with the oil-water mixture in forced mode, the separation of products into oil and water, and pumping the released water into the reservoir to receive water.

Новым является то, что в скважине производят вскрытие нижележащего пласта для приема воды, спускают в скважину устройство в виде нижнего насоса и верхнего насоса, входное устройство которого выполняют в виде трубы между обсадной колонной и колонной труб, обеспечивающей суммарную скорость течения при отборе воды и нефти, меньшую скорости всплытия нефти в воде для разделения продукции в скважине на нефть и воду, при этом выделившуюся воду закачивают нижним насосом в пласт для приема воды, причем насосы подбирают производительностью, соответствующей обводненности продукции пласта, и суммарной производительностью, обеспечивающей форсированный отбор продукции пласта с водонефтяной смесью.What is new is that the underlying formation is opened in the well to receive water, the device in the form of a lower pump and an upper pump is lowered into the well, the input device of which is made in the form of a pipe between the casing and the pipe string, providing the total flow rate during water and oil withdrawal lower than the speed of oil floating in the water to separate the products in the well into oil and water, while the released water is pumped by the lower pump into the reservoir for receiving water, and the pumps are selected by capacity, respectively favoring water cut production, and total capacity of the boost selection of products from the oil-water mixture formation.

Для реализации способа разработки необходимо использование нового устройства.To implement the development method, it is necessary to use a new device.

Известно устройство для реализации данного способа разработки (патент RU №2364711, МПК Е21В 43/14, 43/38, опубл. 20.08.2009), которое содержит пакер, установленный между верхним и нижним пластами, верхний и нижний разнонаправленные винтовые насосы, спущенные на лифтовой колонне в скважину и установленные выше пакера, привод насосов, размещенные на поверхности, вход нижнего насоса размещен ниже динамического уровня выделившейся под действием гравитации воды из водонефтяной смеси верхнего пласта, а выход сообщен с подпакерным пространством, при этом вход верхнего насоса размещен выше динамического уровня выделившейся воды, а выход сообщен с лифтовой колонной для подъема обводненной нефти на поверхность скважины.A device is known for implementing this development method (patent RU No. 2364711, IPC ЕВВ 43/14, 43/38, publ. 08/20/2009), which contains a packer installed between the upper and lower layers, the upper and lower multidirectional screw pumps, lowered to the elevator column into the well and the packers installed above, the pump drive located on the surface, the entrance of the lower pump is located below the dynamic level of the water released from the oil-water mixture of the upper reservoir released by gravity, and the outlet is in communication with the sub-packer space, while the entrance the upper pump is placed above the dynamic level of the released water, and the outlet is in communication with an elevator column for lifting the flooded oil to the surface of the well.

Недостатками данного устройства являются отсутствие камер отстоя, возможность работы при низких дебитах и скоростях потока, вследствие чего невозможно использовать данное устройство при форсированном режиме отбора жидкости.The disadvantages of this device are the lack of sludge chambers, the ability to work at low flow rates and flow rates, as a result of which it is impossible to use this device with a forced liquid withdrawal mode.

Наиболее близким аналогом устройства является скважинная насосная установка для добычи нефти и закачки воды в пласт (патент RU №2339794, МПК Е21В 43/14, опубл. 27.11.2008), содержащая насосы с возможностью их последовательного расположения в скважине и имеющие входные и выходные устройства, устьевой привод насосов, соединенный штоками с ними, и пакер, имеющий возможность расположения между пластами в скважине, один из которых с водонефтяной смесью, а другой, нижний - для приема воды, при этом входное устройство расположено ниже верхнего насоса, а выходное устройство нижнего насоса выполнено в виде канала, проходящего через пакер, для нагнетания воды в нижний пласт.The closest analogue of the device is a downhole pumping unit for oil production and water injection into the reservoir (patent RU No. 2339794, IPC ЕВВ 43/14, publ. 11/27/2008), containing pumps with the possibility of their sequential location in the well and having input and output devices , a wellhead drive of the pumps connected by rods to them, and a packer that can be positioned between the layers in the well, one of which is with an oil-water mixture, and the other, the lower one, is for receiving water, while the input device is located below the upper pump and the output The second device of the lower pump is made in the form of a channel passing through the packer to pump water into the lower layer.

Недостатками данного устройства являются: плохое отделение, высокое сопротивление потоку жидкости и невозможность отделения нефти от воды при форсированном отборе, так как в емкости применена конструкция «труба в трубе» многоходовая, что делает площади поперечного сечения небольшими по отношению к длине емкости, что приводит к высокой скорости потока в емкости с большим количеством изменения направления потока жидкости, приводящее к выделению и сбору ее в верхней части емкости и отсутствию зон отстоя при форсированном отборе водонефтяной смеси; сложность и металлоемкость изготовления данной конструкции, приводящие к дополнительным материальным затратам. Недостатком также является сбор выделившихся твердых частиц из водонефтяной смеси внутри емкости устройства, что приводит к скоплению их в нижней части и необходимости периодического подъема устройства и очистки емкости от этих частиц.The disadvantages of this device are: poor separation, high resistance to fluid flow and the inability to separate oil from water during forced withdrawal, since the design uses a pipe-in-pipe design with multiple paths, which makes the cross-sectional area small in relation to the length of the tank, which leads to high flow rate in the tank with a large number of changes in the direction of fluid flow, leading to the selection and collection of it in the upper part of the tank and the absence of sludge zones during forced selection of water-oil the mixture; the complexity and metal consumption of the manufacture of this design, leading to additional material costs. The disadvantage is the collection of released solid particles from the oil-water mixture inside the tank of the device, which leads to their accumulation in the lower part and the need for periodic lifting of the device and cleaning the tank from these particles.

Технической задачей изобретения является создание простого и дешевого в производстве и использовании устройства, выполненного с возможностью отвода твердых частиц из емкости на забой скважины, разделения водонефтяной смеси пласта на нефть и воду при форсированном режиме отбора, подъема отделившейся нефти на поверхность и закачки воды в принимающий пласт.An object of the invention is to provide a device simple and cheap to manufacture and use, capable of removing solid particles from a reservoir to the bottom of a well, separating a water-oil mixture of a formation into oil and water under a forced selection mode, lifting separated oil to the surface and injecting water into the receiving formation .

Данная техническая задача решается устройством, содержащим насосы с приводами, выполненные с возможностью их последовательного расположения на колонне труб в скважине и имеющие входные и выходные устройства, и пакер, имеющий возможность расположения между пластами в скважине, верхний из которых с водонефтяной смесью, а нижний предназначен для приема воды, при этом входное устройство верхнего насоса выполнено в виде цилиндрической емкости с входным боковым отверстием, сообщенным с пластом с водонефтяной смесью, а выходное устройство этого насоса выполнено в виде клапанного узла, пропускающего нефть в колонну труб, причем выходное устройство нижнего насоса выполнено в виде канала с нагнетательным клапаном для нагнетания воды в пласт, предназначенный для приема воды, а входное устройство - в виде канала с всасывающим клапаном для закачки в насос отстоявшейся воды, при этом площадь кольцевого сечения снаружи емкости выбрана таким образом, что максимальная скорость течения водонефтяной смеси вниз в этом сечении превышает скорость всплытия нефти в воде.This technical problem is solved by a device containing pumps with drives, made with the possibility of their sequential location on the pipe string in the well and having input and output devices, and a packer having the ability to be located between the layers in the well, the upper of which is with an oil-water mixture, and the lower one is designed for receiving water, while the input device of the upper pump is made in the form of a cylindrical tank with an input side hole in communication with the reservoir with a water-oil mixture, and the output device is the first pump is made in the form of a valve assembly that passes oil into the pipe string, and the output device of the lower pump is made in the form of a channel with a discharge valve for pumping water into the reservoir, designed to receive water, and the input device is in the form of a channel with a suction valve for injection into a pump of sedimented water, while the annular cross-sectional area outside the tank is selected in such a way that the maximum flow rate of the oil-water mixture downward in this section exceeds the rate of oil floating in the water.

Новым является то, что емкость выполнена в виде трубы, расположенной между обсадной колонной и колонной труб с площадью внутреннего кольцевого сечения, обеспечивающей суммарную скорость течения при отборе воды нижним насосом и нефти верхним, меньшую скорости всплытия нефти в воде при интенсивном отборе в емкости, а боковое отверстие емкости расположено ниже подошвы пласта с водонефтяной смесью и входа верхнего насоса как минимум на 1 м, причем входное устройство нижнего насоса сообщено с емкостью ниже бокового отверстия не менее чем на 1 м, при этом емкость снизу заглушена пробкой с патрубком, сообщенным с выходным устройством нижнего насоса и с внутрискважинным пространством.What is new is that the tank is made in the form of a pipe located between the casing and the pipe string with an inner annular cross-sectional area, which ensures the total flow rate during the withdrawal of water by the lower pump and the upper oil, lower than the rate of rise of oil in the water during intensive withdrawal in the tank, and the side opening of the tank is located below the bottom of the reservoir with the oil-water mixture and the inlet of the upper pump by at least 1 m, and the input device of the lower pump is communicated with the capacity below the side hole by at least 1 m, while the bottom tank is plugged with a plug with a pipe in communication with the output device of the lower pump and with the downhole space.

Новым является также то, что боковое отверстие емкости расположено ниже динамического уровня водонефтяного контакта.Also new is the fact that the side opening of the tank is located below the dynamic level of the oil-water contact.

На чертеже изображена схема устройства для реализации предлагаемого способа разработки.The drawing shows a diagram of a device for implementing the proposed development method.

Устройство содержит верхний 1 и нижний 2 насосы с приводами (например: станок-качалка для штанговых насосов (ШГН) или электродвигатель, спускаемый с насосом, при использовании электропогружных (центробежных) насосов (ЭЦН) - на черт. показаны условно), выполненные с возможностью их последовательного расположения на колонне труб 3 в скважине 4 и имеющие соответственно входные 5 или 6 устройства и выходные 7 или 8 устройства. Пакер 9 установлен в скважине 4 между пластами 10 и 11 для исключения гидравлической связи между ними. Нижний пласт 11 предназначен для приема воды, а верхний 10 - для добычи водонефтяной смеси. Входное устройство 5 верхнего насоса 1 выполнено в виде цилиндрической емкости 12 с входным боковым отверстием 13 (или отверстиями 13 - не показаны, суммарной площадью, не меньшей площади кольцевого поперечного сечения снаружи емкости 12 для уменьшения гидравлического сопротивления и скорости потока водонефтяной смеси), сообщенным с пластом 10 с водонефтяной смесью, а выходное устройство 7 этого насоса 1 выполнено в виде клапанного узла, пропускающего нефть в колонну труб 4. Выходное устройство 6 нижнего насоса 2 выполнено в виде канала с нагнетательным клапаном (на черт. не показан), расположенным на выходе насоса 2, для нагнетания воды в нижний пласт 11, предназначенный для приема воды. Входное устройство 6 насоса 2 выполнено в виде канала с всасывающим клапаном (на черт. не показаны) для закачки в насос 2 отстоявшейся воды, при этом площадь кольцевого поперечного сечения снаружи емкости 12 выбрана таким образом, что максимальная скорость течения водонефтяной смеси вниз в этом сечении превышает скорость всплытия нефти в воде, что исключает разделение продукции пласта 10 на нефть и воду до попадания ее в емкость 12. Емкость 12 выполнена в виде трубы, расположенной между обсадной колонной скважины 4 и колонной труб 3 с площадью внутреннего кольцевого сечения, обеспечивающей суммарную скорость течения при отборе воды нижним насосом 2 и нефти верхним 1, меньшую скорости всплытия нефти в воде при интенсивном отборе насосами 1 и 2 из емкости 12, что позволяет производить отбор нефти и воды отдельно соответственно насосами 1 и 2 после их разделения в скважине 4. Боковое отверстие 13 емкости 12 расположено ниже подошвы пласта 10 и входа 14 верхнего насоса 1 как минимум на 1 м (это расстояние выведено эмпирическим путем для исключения захвата продукции пласта 10 без разделения). Входное устройство 6 нижнего насоса 2 сообщено с емкостью 12 ниже бокового отверстия 13 не менее чем на 1 м (это расстояние выведено эмпирическим путем для исключения захвата продукции пласта 10 без разделения). Емкость 12 снизу заглушена пробкой 15 с патрубком 16, сообщенным с выходным устройством 8 нижнего насоса 2 и с внутрискважинным подпакерным пространством скважины 4. При этом выделившиеся твердые частицы из водонефтяной смеси насосом 2 выкачиваются из нижней части емкости 12 и оседают на забой скважины 4, что исключает сбор их в емкости 12 и, как следствие, не требует периодического ее подъема на поверхность и чистки. Боковое отверстие 13 емкости 12 может быть расположено при достаточном расстоянии до пакера 9 ниже динамического уровня водонефтяного контакта (ВНК) 17. Такое расположение бокового канала 13 (закачка продукции пласта 10 в выделившуюся воду) позволяет исключить образование трудноотделимой эмульсии и улучшить разделение на нефть и воду, что характерно при подъеме всплывающей нефти через переходный слой (на черт.не показан), расположенный в интервале динамического уровня 17 ВНК.The device comprises upper 1 and lower 2 pumps with drives (for example: a rocking machine for sucker rod pumps (SHGN) or an electric motor pulled with a pump when using electric submersible (centrifugal) pumps (ESP) - fig. Shown conditionally), made with the possibility their sequential location on the pipe string 3 in the well 4 and having respectively input 5 or 6 devices and output 7 or 8 devices. The packer 9 is installed in the borehole 4 between the layers 10 and 11 to eliminate hydraulic communication between them. The lower layer 11 is designed to receive water, and the upper 10 is for the extraction of water-oil mixture. The input device 5 of the upper pump 1 is made in the form of a cylindrical tank 12 with an inlet side hole 13 (or holes 13 are not shown, with a total area of at least an annular cross-sectional area outside the tank 12 to reduce the hydraulic resistance and flow rate of the oil-water mixture) communicated with formation 10 with a water-oil mixture, and the output device 7 of this pump 1 is made in the form of a valve assembly that passes oil into the pipe string 4. The output device 6 of the lower pump 2 is made in the form of a channel from the pump Yelnia valve (in Fig. not shown) located at the outlet of the pump 2 for pumping the water into the lower reservoir 11 for receiving water. The input device 6 of the pump 2 is made in the form of a channel with a suction valve (not shown) for pumping settled water into the pump 2, while the annular cross-sectional area outside the tank 12 is selected so that the maximum flow rate of the oil-water mixture down in this section exceeds the ascent rate of oil in water, which eliminates the separation of the production of formation 10 into oil and water before it enters the tank 12. The tank 12 is made in the form of a pipe located between the casing of the well 4 and the pipe string 3 with an inside area annular cross-section, providing the total flow rate during the withdrawal of water by the lower pump 2 and the upper oil 1, lower than the rate of rise of oil in water with intensive extraction by pumps 1 and 2 from the tank 12, which allows the selection of oil and water separately, respectively, pumps 1 and 2 after their separation in the well 4. The lateral hole 13 of the reservoir 12 is located below the bottom of the reservoir 10 and the inlet 14 of the upper pump 1 by at least 1 m (this distance is derived empirically to exclude the capture of the formation 10 without separation). The input device 6 of the lower pump 2 is communicated with a capacity of 12 at least 1 m below the side opening 13 (this distance is derived empirically to exclude the capture of the formation 10 without separation). The bottom 12 of the tank is plugged with a plug 15 with a pipe 16 in communication with the output device 8 of the lower pump 2 and with the downhole under-packer space of the well 4. In this case, the released solid particles from the oil-water mixture by the pump 2 are pumped out from the bottom of the tank 12 and settle on the bottom of the well 4, which eliminates their collection in the tank 12 and, as a consequence, does not require periodic lifting to the surface and cleaning. The side opening 13 of the tank 12 can be located at a sufficient distance to the packer 9 below the dynamic level of the oil-water contact (WOC) 17. Such an arrangement of the side channel 13 (injection of the formation 10 into the released water) eliminates the formation of a difficult to separate emulsion and improves the separation of oil and water , which is typical for the rise of pop-up oil through the transition layer (not shown in the devil) located in the range of the dynamic level of 17 VNCs.

Пример конкретного выполнения. Производится анализ состояния пласта с водонефтяной смесью 10 и пласта для приема воды 11: пласт 10 залежи со следующими характеристиками: пористость - 18,4%, средняя проницаемость - 0,315 мкм2, нефтенасыщенность - 77,4%, абсолютная отметка залегания пласта - 1500-1515 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 6 м, начальное пластовое давление - 17,9 МПа, пластовая температура - 35°С, плотность пластовой нефти - 820 кг/м3, вязкость 4,68 мПа·с, давление насыщения - 7,9 МПа, газосодержание - 55,45 м3/т. Залежь находится на поздней стадии разработки, обводненность продукции преобладающего большинства скважин составляет 95%; пласт 11 для приема воды со следующими характеристиками: пористость - 17,5%, средняя проницаемость - 0,229, начальное пластовое давление - 17,9 МПа, пластовая температура - 35°С. Средний дебит скважин по жидкости при форсированном отборе составляет 400 м3/сут. Исходя из анализа производительности пласта 10 и обводненности его продукции подбираются производительность верхнего 1 и нижнего 2 насосов и их соотношение: производительность верхнего 1 насоса 20 м3/сут, нижнего 2 - 380 м3/сут, которая выбирается из обводненности водонефтяной смеси (95% воды и 5% нефти). При форсированном режиме отбора спускается устройство для реализации предлагаемого способа в скважину 4. Запускают в действие верхний 1 и нижний 2 насосы в форсированный режим, снижая уровень жидкости 18 в емкости 12 ниже половины гидростатического уровня, который измеряют от кровли пласта 10. После чего насосы 1 и 2 переводят в нормальный режим для поддержания уровня 18 в выбранном интервале и поддержания форсированного отбора в скважине 4 из пласта 10. При этом в емкость 12 через отверстие 13 поступает водонефтяная смесь из пласта 10. В емкость 12 поступает несмешиваемая жидкость через отверстие 13. После чего отделившаяся в емкости 12 нефть через входное устройство 5 и выходное 7 насоса 1 поднимается на поверхность. Отделившуюся воду насосом 2 через входное 6 и выходное 8 устройства насоса 2 через патрубок 16 и подпакерное пространство скважины 4 закачивают в нижний пласт 11. Таким образом, на рассмотренных скважинах обводненность продукции снизилась с 95 до 60%. Закачка попутно добываемой воды в пласт 11 с целью ППД позволила увеличить отборы на реагирующих добывающих скважинах пласта 11 на 3%.An example of a specific implementation. An analysis is made of the state of a formation with a water-oil mixture of 10 and a formation for receiving water 11: formation 10 of a reservoir with the following characteristics: porosity - 18.4%, average permeability - 0.315 μm 2 , oil saturation - 77.4%, absolute mark of bedding - 1500- 1515 m, average oil-saturated thickness - 6 m, initial reservoir pressure - 17.9 MPa, reservoir temperature - 35 ° C, reservoir oil density - 820 kg / m 3 , viscosity 4.68 MPa · s, saturation pressure - 7.9 MPa, gas content - 55.45 m 3 / t. The deposit is at a late stage of development, the water cut of the production of the vast majority of wells is 95%; reservoir 11 for receiving water with the following characteristics: porosity - 17.5%, average permeability - 0.229, initial reservoir pressure - 17.9 MPa, reservoir temperature - 35 ° C. The average flow rate of wells in liquid during forced selection is 400 m 3 / day. Based on the analysis of the productivity of the reservoir 10 and the water content of its products, the productivity of the upper 1 and lower 2 pumps and their ratio are selected: the productivity of the upper 1 pump is 20 m 3 / day, the lower 2 is 380 m 3 / day, which is selected from the water-oil mixture water cut (95% water and 5% oil). In the forced selection mode, the device for implementing the proposed method is lowered into the well 4. The upper 1 and lower 2 pumps are launched into the forced mode, lowering the liquid level 18 in the tank 12 below half the hydrostatic level, which is measured from the top of the formation 10. After that, the pumps 1 and 2 are transferred to normal mode to maintain the level of 18 in the selected interval and maintain forced selection in the well 4 from the reservoir 10. In this case, the oil-water mixture from the reservoir 10 enters the tank 12 through the hole 13. immiscible liquid enters through the opening 13. After which the oil separated in the tank 12 through the inlet 5 and the outlet 7 of the pump 1 rises to the surface. The separated water by the pump 2 through the inlet 6 and the outlet 8 of the pump 2 device through the nozzle 16 and the under-packer space of the well 4 is pumped into the lower layer 11. Thus, the water cut in the examined wells decreased from 95 to 60%. The injection of produced water into formation 11 for the purpose of reservoir pressure allowed to increase the withdrawals at reacting production wells of formation 11 by 3%.

Предлагаемый способ и устройство позволяют повысить коэффициент нефтеизвлечения за счет увеличения коэффициента охвата пласта вытеснением (отношение объема пласта, охваченного вытеснением, к общему объему пласта) при осуществлении заводнения на месторождениях углеводородов, находящихся на поздней стадии разработки, за счет использования форсированного отбора нефти в добывающих скважинах, и снизить материальные затраты за счет сепарации водонефтяной смеси и подъема на поверхность только выделившейся нефти и закачки полученной при сепарации воды в принимающий пласт этой же скважины без выделившихся твердых частиц из водонефтяной смеси.The proposed method and device allows to increase the oil recovery coefficient by increasing the coefficient of coverage of the reservoir by displacement (the ratio of the volume of the reservoir covered by the displacement to the total volume of the reservoir) during flooding in hydrocarbon fields at a late stage of development, through the use of forced selection of oil in production wells , and reduce material costs due to the separation of the oil-water mixture and the rise on the surface of only the released oil and injection obtained at eparatsii water in the receiving layer of the same borehole without the precipitated solids from the oil-water mixture.

Claims (3)

1. Способ разработки месторождения, находящегося на поздней стадии разработки, с форсированным отбором продукции, включающий добычу продукции из пласта с водонефтяной смесью в форсированном режиме, разделение продукции на нефть и воду и закачку выделившейся воды в пласт для приема воды, отличающийся тем, что в скважине производят вскрытие нижележащего пласта для приема воды, спускают в скважину устройство в виде нижнего насоса и верхнего насоса, входное устройство которого выполняют в виде трубы между обсадной колонной и колонной труб, обеспечивающей суммарную скорость течения при отборе воды и нефти, меньшую скорости всплытия нефти в воде для разделения продукции в скважине на нефть и воду, при этом выделившуюся воду закачивают нижним насосом в пласт для приема воды, причем насосы подбирают производительностью, соответствующей обводненности продукции пласта, и суммарной производительностью, обеспечивающей форсированный отбор продукции пласта с водонефтяной смесью.1. The method of developing a field at a late stage of development, with forced selection of products, including the extraction of products from the reservoir with the oil-water mixture in forced mode, the separation of products into oil and water and injection of the released water into the reservoir for receiving water, characterized in that an opening of the underlying formation for water intake is performed, a device in the form of a lower pump and an upper pump is lowered into the well, the input device of which is made in the form of a pipe between the casing and the pipe string, about ensuring the total flow rate during the extraction of water and oil, less than the rate of oil floating in the water to separate the products in the well into oil and water, while the released water is pumped into the reservoir to receive water, the pumps being selected with a capacity corresponding to the water cut in the formation, and total productivity, providing for the forced selection of formation products with a water-oil mixture. 2. Устройство для осуществления способа, содержащее насосы с приводами, выполненные с возможностью их последовательного расположения на колонне труб в скважине и имеющие входные и выходные устройства, и пакер, имеющий возможность расположения между пластами в скважине, верхний из которых с водонефтяной смесью, а нижний предназначен для приема воды, при этом входное устройство верхнего насоса выполнено в виде цилиндрической емкости с входным боковым отверстием, сообщенным с пластом с водонефтяной смесью, а выходное устройство этого насоса выполнено в виде клапанного узла, пропускающего нефть в колонну труб, причем выходное устройство нижнего насоса выполнено в виде канала с нагнетательным клапаном для нагнетания воды в пласт, предназначенный для приема воды, а входное устройство в виде канала с всасывающим клапаном для закачки в насос отстоявшейся воды, при этом площадь кольцевого сечения снаружи емкости выбрана таким образом, что максимальная скорость течения водонефтяной смеси вниз в этом сечении превышает скорость всплытия нефти в воде, отличающееся тем, что емкость выполнена в виде трубы, расположенной между обсадной колонной и колонной труб с площадью внутреннего кольцевого сечения, обеспечивающей суммарную скорость течения при отборе воды нижним насосом и нефти верхним, меньшую скорости всплытия нефти в воде при интенсивном отборе в емкости, а боковое отверстие емкости расположено ниже подошвы пласта с водонефтяной смесью и входа верхнего насоса как минимум на 1 м, причем входное устройство нижнего насоса сообщено с емкостью ниже бокового отверстия не менее чем на 1 м, при этом емкость снизу заглушена пробкой с патрубком, сообщенным с выходным устройством нижнего насоса и с внутрискважинным пространством.2. A device for implementing the method, comprising pumps with drives, arranged for their sequential location on the pipe string in the well and having input and output devices, and a packer having the ability to be located between the formations in the well, the upper of which is with an oil-water mixture, and the lower designed to receive water, while the input device of the upper pump is made in the form of a cylindrical tank with an input side hole in communication with the reservoir with a water-oil mixture, and the output device of this pump and made in the form of a valve assembly that passes oil into the pipe string, and the output device of the lower pump is made in the form of a channel with a discharge valve for pumping water into the reservoir, designed to receive water, and the input device in the form of a channel with a suction valve for pumping into the pump settled water, while the annular cross-sectional area outside the tank is selected in such a way that the maximum flow rate of the oil-water mixture downward in this section exceeds the oil ascent rate in water, characterized in that the tank made in the form of a pipe located between the casing and the pipe string with an inner annular cross-sectional area, providing a total flow rate during the withdrawal of water by the lower pump and the upper oil, less than the rate of oil floating in the water during intensive withdrawal in the tank, and the side opening of the tank is located below the sole the reservoir with the oil-water mixture and the inlet of the upper pump by at least 1 m, and the input device of the lower pump is communicated with a capacity below the side opening of at least 1 m, while the tank bottom it was plugged with a pipe connected with the output device of the lower pump and with the downhole space. 3. Устройство по п.2, отличающееся тем, что боковое отверстие расположено ниже динамического уровня водонефтяного контакта. 3. The device according to claim 2, characterized in that the side hole is located below the dynamic level of the oil-water contact.
RU2010151908/03A 2010-12-17 2010-12-17 Development method of deposit with forced product withdrawal, and device for its implementation RU2446276C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2010151908/03A RU2446276C1 (en) 2010-12-17 2010-12-17 Development method of deposit with forced product withdrawal, and device for its implementation

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2010151908/03A RU2446276C1 (en) 2010-12-17 2010-12-17 Development method of deposit with forced product withdrawal, and device for its implementation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2446276C1 true RU2446276C1 (en) 2012-03-27

Family

ID=46030899

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010151908/03A RU2446276C1 (en) 2010-12-17 2010-12-17 Development method of deposit with forced product withdrawal, and device for its implementation

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2446276C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2601685C1 (en) * 2015-07-01 2016-11-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) Method of operating flooded wells and system therefor

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4131161A (en) * 1977-08-25 1978-12-26 Phillips Petroleum Company Recovery of dry steam from geothermal brine
US5443120A (en) * 1994-08-25 1995-08-22 Mobil Oil Corporation Method for improving productivity of a well
RU2077662C1 (en) * 1996-08-22 1997-04-20 Закрытое акционерное общество "Интойл" Method for pumping water in injection wells
RU2096604C1 (en) * 1994-03-10 1997-11-20 Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" Method for treatment of bottom-hole zone of bed
RU2105870C1 (en) * 1997-05-29 1998-02-27 Нефтегазодобывающее управление "Иркеннефть" Акционерного общества "Татнефть" Method for development of oil deposit
RU2163966C2 (en) * 1999-01-12 2001-03-10 Научно-производственное управление открытого акционерного общества "Оренбургнефть" Method of oil pool waterflooding
US6336504B1 (en) * 2000-03-03 2002-01-08 Pancanadian Petroleum Limited Downhole separation and injection of produced water in naturally flowing or gas-lifted hydrocarbon wells
RU2339794C1 (en) * 2007-02-26 2008-11-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Well pumping fixture for oil extraction and for pumping water into bed

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4131161A (en) * 1977-08-25 1978-12-26 Phillips Petroleum Company Recovery of dry steam from geothermal brine
RU2096604C1 (en) * 1994-03-10 1997-11-20 Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" Method for treatment of bottom-hole zone of bed
US5443120A (en) * 1994-08-25 1995-08-22 Mobil Oil Corporation Method for improving productivity of a well
RU2077662C1 (en) * 1996-08-22 1997-04-20 Закрытое акционерное общество "Интойл" Method for pumping water in injection wells
RU2105870C1 (en) * 1997-05-29 1998-02-27 Нефтегазодобывающее управление "Иркеннефть" Акционерного общества "Татнефть" Method for development of oil deposit
RU2163966C2 (en) * 1999-01-12 2001-03-10 Научно-производственное управление открытого акционерного общества "Оренбургнефть" Method of oil pool waterflooding
US6336504B1 (en) * 2000-03-03 2002-01-08 Pancanadian Petroleum Limited Downhole separation and injection of produced water in naturally flowing or gas-lifted hydrocarbon wells
RU2339794C1 (en) * 2007-02-26 2008-11-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Well pumping fixture for oil extraction and for pumping water into bed

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2601685C1 (en) * 2015-07-01 2016-11-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) Method of operating flooded wells and system therefor

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN1031898C (en) Down-hole gas anchor device
US6092600A (en) Dual injection and lifting system using a rod driven progressive cavity pump and an electrical submersible pump and associate a method
US6092599A (en) Downhole oil and water separation system and method
US8997870B2 (en) Method and apparatus for separating downhole hydrocarbons from water
US6079491A (en) Dual injection and lifting system using a rod driven progressive cavity pump and an electrical submersible progressive cavity pump
RU2297521C1 (en) Device for simultaneous separate extraction of well product and for forcing water into formation
RU2447269C1 (en) Method to develop deposit with forced product offtake and device for its realisation
US6123149A (en) Dual injection and lifting system using an electrical submersible progressive cavity pump and an electrical submersible pump
RU2291291C1 (en) Well separator
RU2179234C1 (en) Method of developing water-flooded oil pool
US10934829B2 (en) Systems, apparatuses, and methods for downhole water separation
US6131660A (en) Dual injection and lifting system using rod pump and an electric submersible pump (ESP)
RU2513566C2 (en) Dual string production method in well with increased gas ratio and device for its implementation
US10597993B2 (en) Artificial lift system
RU2446276C1 (en) Development method of deposit with forced product withdrawal, and device for its implementation
WO1999015755A2 (en) Dual injection and lifting system
RU2228433C2 (en) Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method
RU2456441C1 (en) Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well
RU2531228C1 (en) Well operation installation
RU2290500C1 (en) Method for inter-well transit of liquid
RU2491418C1 (en) Method to develop multizone oil reservoir
RU2189433C2 (en) Method of recovery of well products and deep-well pumping devices for method embodiment (versions)
WO2010016767A2 (en) Subsurface reservoir drainage system
RU2499133C2 (en) Electrically drive pump unit for oil extraction and fluid injection in bed
RU2730152C1 (en) Device for reagent delivery into well

Legal Events

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

Effective date: 20161218