RU2447269C1 - Method to develop deposit with forced product offtake and device for its realisation - Google Patents

Method to develop deposit with forced product offtake and device for its realisation Download PDF

Info

Publication number
RU2447269C1
RU2447269C1 RU2010151941/03A RU2010151941A RU2447269C1 RU 2447269 C1 RU2447269 C1 RU 2447269C1 RU 2010151941/03 A RU2010151941/03 A RU 2010151941/03A RU 2010151941 A RU2010151941 A RU 2010151941A RU 2447269 C1 RU2447269 C1 RU 2447269C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
water
oil
pump
reservoir
well
Prior art date
Application number
RU2010151941/03A
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 RU2010151941/03A priority Critical patent/RU2447269C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2447269C1 publication Critical patent/RU2447269C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: method includes production from a bed with a water-oil mixture in a forced mode, separation of the product into oil and water, and pumping of the released water into the bed for water intake. According to the invention, an overlying bed is opened in the well for water intake, a device is lowered into the well in the form of a lower pump and an upper pump, the inlet device of which is made as a pipe between a casing pipe and a pipe string, providing for total speed of flow during water and oil offtake that is lower than the speed of oil floating in water to separate the product in the well into oil and water. At the same time the released water is pumped with the lower pump into the bed for water intake. Pumps are selected with efficiency corresponding to watering of the bed produce, and total efficiency providing for forced offtake of the product with water and oil mixture. The device comprises pumps with drives made as capable of their serial arrangement on the pipe string in the well and having inlet and outlet devices, and a packer capable of arrangement between beds in the well, one of which is with a water-oil mixture, and the other one is intended for water intake. The inlet device of the upper pump is made as a cylindrical reservoir with an inlet side hole communicated with a bed holding a water-oil mixture, and the outlet device of this pump is made as a valve unit that lets oil through into a pipe string. The outlet device of the lower pump is made in the form of a channel with an injection valve to inject water into a bed intended for water intake, and the inlet device - in the form of a channel with a suction valve for pumping of settled water into the pump. According to the invention, the reservoir is made in the form of a pipe arranged between a casing pipe and a pipe string with the area of the inner circular section that provides for total speed of flow during water offtake with a lower pump and oil with an upper pump, which is lower than the speed of oil floating in water during intensive offtake in the reservoir. The side hole of the reservoir is arranged below the foot of the bed with water-oil mixture and the inlet of the upper pump by at least 1 m. At the same time above the upper bed designed to intake water, between the casing string and the reservoir, which is made as open at the bottom, there is an additional packet installed, and a channel of the outlet device of the lower pump is communicated with an internal packer space of the well, besides, the side hole of the reservoir is arranged above the inlet device of the lower pump at least by 1 m and below the dynamic level of the water and oil contact.
EFFECT: higher oil recovery of producing formations due to lower watering of the products, limitation of water offtake, higher gradient of pressure in borehole environment of the bed.
2 cl

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.

Технической задачей предлагаемого способа является 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 objective of the proposed method is 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 at 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, включающим добычу продукции из пласта с водонефтяной смесью в форсированном режиме, разделение продукции на нефть и воду и закачку выделившейся воды в вышележащий пласт для приема.The task is achieved by a method of developing a field that is at a late stage of development, 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 overlying reservoir for receiving.

Новым является то, что в скважине производят вскрытие вышележащего 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, а насосы подбирают производительностью, соответствующей обводненности продукции пласта, и суммарной производительностью, обеспечивающей форсированный отбор продукции пласта с водонефтяной смесью.What is new is that an overlying formation is opened in the well to receive water, 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, providing the total flow rate during water and oil withdrawal a lower rate of oil floating in water to separate the products in the well into oil and water, while the released water is pumped into the reservoir to receive water by the lower pump, and the pumps are selected with a capacity corresponding to water-cut production the guide formation and the total capacity of providing a forced selection of products with the formation of water-mixture.

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, приводы 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 packer installed above, the pump drives 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 layer released by gravity, and the outlet is in communication with the under-packer space, while the input d of 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 только при низких дебитах и скоростях потока, вследствие чего невозможно использовать данное устройство при форсированном режиме отбора жидкости. Также данное устройство может работать только при нахождении принимающего пласта ниже продуктивного.The disadvantages of this device are the lack of sludge chambers, the ability to work only 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. Also, this device can only work when the receiving reservoir is below the productive one.

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 the 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 th lower pump device is designed as a channel extending through the packer for injecting water into the bottom 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, приводящим 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 allocation 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, один из которых с водонефтяной смесью, а другой - 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, one of which is with an oil-water mixture, and the other 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 the oil-water mixture, and the output device of this pump it is 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 pumping a settled tank into the pump 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 down 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 выше верхнего пласта, предназначенного для приема воды, между обсадной колонной и емкостью, которая снизу выполнена открытой, установлен дополнительный пакер, а канал выходного устройства нижнего насоса сообщен с межпакерным пространством скважины, причем боковое отверстие емкости расположено выше входного устройства нижнего насоса не менее чем на 1 м и ниже динамического уровня водонефтяного контакта.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 reservoir 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 above the upper reservoir intended for water intake, between the casing and the reservoir, Paradise bottom made open, the optional packer and a lower pump output device in communication with the passage space mezhpakernym wells, wherein the side opening is disposed above the lower capacity pump input device is not less than 1 m and below the dynamic water contact level.

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 штангового насоса (ШГН) или электродвигатель, спускаемый с насосом, при использовании электропогружного (центробежного) насоса (ЭЦН) - на черт. не показаны), 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 добычи водонефтяной смеси, а верхний пласт 10 - для приема воды. 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 11 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 8 с нагнетательным клапаном (на черт. не показан), расположенным на выходе насоса 2, для нагнетания воды в верхний пласт 10, 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. 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 11 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 форсированном отборе 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 11 и входа 14 верхнего насоса 1 как минимум на 1 м (это расстояние выведено экспериментальным путем для исключения захвата продукции пласта 11 без разделения). Выше верхнего пласта 10, предназначенного для приема воды, между обсадной колонной скважины 4 и емкостью 12, которая снизу выполнена открытой, установлен дополнительный пакер 15 для исключения воздействия избыточного давления, создаваемого для закачки воды в пласт 10, на всю скважину 4. При этом выделившиеся твердые частицы из водонефтяной смеси свободно оседают через открытый конец емкости 12 на забой скважины 4, что исключает сбор их в емкости 4 и, как следствие, не требует периодического ее подъема на поверхность и чистки. Канал выходного устройства 8 нижнего насоса 2 сообщен с межпакерным пространством 16 скважины 4, причем боковое отверстие 13 емкости 12 расположено выше входного устройства 6 нижнего насоса 2 не менее чем на 1 м и ниже динамического уровня 17 водонефтяного контакта. Такое расположение бокового отверстия 13 (расположение выше на 1 м и более выше входного устройства 6 и закачка продукции пласта 11 в выделившуюся воду) позволяет исключить захват неразделенной водонефтяной смеси и интенсивное образование трудноотделимой эмульсии и улучшить разделение на нефть и воду, что характерно при подъеме всплывающей нефти через переходный слой, расположенный в интервале динамического уровня 17 водонефтяного контакта (ВНК).The device comprises upper 1 and lower 2 pumps with drives (for example: a rocking machine for a rod pump (SHG) or an electric motor pulled with a pump, when using an electric submersible (centrifugal) pump (ESP) - not shown), 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 intended for the extraction of water-oil mixture, and the upper layer 10 is for receiving water. 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 reservoir 11 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 8 with tion valve (in Fig. not shown) located at the outlet of the pump 2 for pumping the water into the upper reservoir 10 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 in the drawing) for pumping settled water into the pump 2. The annular cross-sectional area outside the container 12 is selected so that the maximum flow rate of the oil-water mixture down in this section exceeds the rate of rise of oil in water, which excludes the separation of the formation 11 into oil and water before it enters the container 12. The container 12 is made in the form a pipe located between the casing of the borehole 4 and the pipe string 3 with an inner annular cross-sectional area, which provides the total flow rate during the withdrawal of water by the lower pump 2 and the upper oil 1, lower than the ascent rate oil in water during forced withdrawal from tank 12, which allows for the selection of oil and water separately, respectively, by pumps 1 and 2 after their separation in the well 4. The lateral hole 13 of the tank 12 is located below the bottom of the reservoir 11 and the inlet 14 of the upper pump 1 at least 1 m (this distance was experimentally determined to exclude capture of the products of the reservoir 11 without separation). Above the upper formation 10, designed to receive water, between the casing of the well 4 and the reservoir 12, which is open below, an additional packer 15 is installed to exclude the effect of excess pressure created for pumping water into the formation 10 on the entire well 4. solid particles from the oil-water mixture freely settle through the open end of the tank 12 to the bottom of the well 4, which eliminates their collection in the tank 4 and, as a result, does not require periodic lifting to the surface and cleaning. The channel of the output device 8 of the lower pump 2 is in communication with the interpacker space 16 of the well 4, and the side opening 13 of the tank 12 is located at least 1 m and lower than the dynamic level 17 of the oil-water contact above the input device 6 of the lower pump 2. This arrangement of the side hole 13 (location 1 m or more higher than the inlet device 6 and injection of the formation 11 into the released water) eliminates the entrainment of the undivided oil-water mixture and the intensive formation of a difficult to separate emulsion and improves the separation into oil and water, which is typical during the rise of the pop-up oil through a transition layer located in the interval of the dynamic level 17 of the oil-water contact (WOC).

Пример конкретного выполнения. Производится анализ состояния пласта с водонефтяной смесью 11 и пласта для приема воды 10: пласт 11 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 10 для приема воды со следующими характеристиками: пористость - 17,5%, средняя проницаемость - 0,229 мкм2, начальное пластовое давление - 17,9 МПа, пластовая температура - 35°С. Средний дебит пласта 11 по водонефтяной смеси при форсированном отборе составляет 400 м3/сут. Исходя из анализа производительности пласта 11 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 11. 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 11. При этом в емкость 12 через отверстие 13 поступает водонефтяная смесь из пласта 11. 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 через межпакерное пространство 16 закачивают в верхний пласт 10 для приема воды. Таким образом, на рассмотренных скважинах обводненность продукции снизилась с 95 до 60%. Закачка попутно добываемой воды в пласт 10 с целью поддержания пластового давления (ППД) позволила увеличить отборы на реагирующих добывающих скважинах пласта 10 на 3%.An example of a specific implementation. An analysis is made of the state of the reservoir with the water-oil mixture 11 and the reservoir for receiving water 10: reservoir 11 of the reservoir with the following characteristics: porosity - 18.4%, average permeability - 0.315 μm 2 , oil saturation - 77.4%, the 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 10 for receiving water with the following characteristics: porosity - 17.5%, average permeability - 0.229 μm 2 , initial reservoir pressure - 17.9 MPa, reservoir temperature - 35 ° C. The average flow rate of reservoir 11 in the oil-water mixture with forced selection is 400 m 3 / day. Based on the analysis of the productivity of reservoir 11 and the water cut 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 11. After that, the pumps 1 and 2 are transferred to normal mode to maintain the level of 18 in the selected interval and to maintain forced selection in the well 4 from the reservoir 11. At the same time, the oil-water mixture from the reservoir 11 enters the reservoir 12 through the opening 13. elivshayasya oil in the vessel 12 through the input device 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 device through the interpacker space 16 is pumped into the upper layer 10 to receive water. Thus, the water cut in the surveyed wells decreased from 95 to 60%. The injection of produced water into formation 10 in order to maintain reservoir pressure (RPM) made it possible to increase withdrawals at reacting production wells of formation 10 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 исключения подъема на поверхность только выделившейся нефти и закачки полученной при сепарации воды в принимающий пласт этой же скважины.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) when waterflooding is carried out in hydrocarbon fields at a late stage of development due to 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 elimination of the rise to the surface of only the allocated oil and the injection of floor ennoy with water separation in the receiving layer of the same borehole.

Claims (2)

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 вышележащего 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, а 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 overlying layer is opened for receiving water, the device is lowered into the well in the form of a lower pump and an upper pump, 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, lower 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 by the lower pump to receive water, and the pumps are 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, один из которых с водонефтяной смесью, а другой 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, 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 выше верхнего пласта, предназначенного для приема воды, между обсадной колонной и емкостью, которая снизу выполнена открытой, установлен дополнительный пакер, а канал выходного устройства нижнего насоса сообщен с межпакерным пространством скважины, причем боковое отверстие емкости расположено выше входного устройства нижнего насоса не менее чем на 1 м и ниже динамического уровня водонефтяного контакта. 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 layers in the well, one of which is with an oil-water mixture, and the other 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 the oil-water mixture, and the output device of this pump in 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 settled water into the pump characterized in that the tank is made in the form of a pipe located between the casing string and the pipe string with an inner annular cross-sectional area, providing the total flow rate during water withdrawal by the lower pump ohm and oil at the top, lower the rate of oil ascent in water during intensive withdrawal in the tank, and the side hole 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 above the upper reservoir, intended for water intake, between the casing an additional packer is installed in the column and the tank, which is open at the bottom, and the channel of the output device of the lower pump is in communication with the inter-packer space of the well, and the side opening of the tank is located above the input device va lower pump not less than 1 m and below the dynamic water contact level.
RU2010151941/03A 2010-12-17 2010-12-17 Method to develop deposit with forced product offtake and device for its realisation RU2447269C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2010151941/03A RU2447269C1 (en) 2010-12-17 2010-12-17 Method to develop deposit with forced product offtake and device for its realisation

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2010151941/03A RU2447269C1 (en) 2010-12-17 2010-12-17 Method to develop deposit with forced product offtake and device for its realisation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2447269C1 true RU2447269C1 (en) 2012-04-10

Family

ID=46031716

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010151941/03A RU2447269C1 (en) 2010-12-17 2010-12-17 Method to develop deposit with forced product offtake and device for its realisation

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2447269C1 (en)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2540715C1 (en) * 2014-03-17 2015-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development method of multiple-zone oil deposit
RU2540714C1 (en) * 2014-03-17 2015-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Oil deposit development method
RU2547860C1 (en) * 2014-05-28 2015-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина Method of development of oil deposits
RU2547857C1 (en) * 2014-05-28 2015-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина Method of development of multireservoir oil deposits
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 (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2540715C1 (en) * 2014-03-17 2015-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development method of multiple-zone oil deposit
RU2540714C1 (en) * 2014-03-17 2015-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Oil deposit development method
RU2547860C1 (en) * 2014-05-28 2015-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина Method of development of oil deposits
RU2547857C1 (en) * 2014-05-28 2015-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина Method of development of multireservoir oil deposits
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
US6092600A (en) Dual injection and lifting system using a rod driven progressive cavity pump and an electrical submersible pump and associate a method
US9784087B2 (en) Down-hole sand and solids separator utilized in producing hydrocarbons
US8006756B2 (en) Gas assisted downhole pump
RU2447269C1 (en) Method to develop deposit with forced product offtake and device for its realisation
US6092599A (en) Downhole oil and water separation system and method
AU2012287267A1 (en) System and method for production of reservoir fluids
RU2297521C1 (en) Device for simultaneous separate extraction of well product and for forcing water into formation
US6079491A (en) Dual injection and lifting system using a rod driven progressive cavity pump and an electrical submersible progressive cavity pump
US6123149A (en) Dual injection and lifting system using an electrical submersible progressive cavity pump and an electrical submersible pump
RU2290505C1 (en) Well device for separation of oil and water
RU2394153C1 (en) Procedure for operation of high water flooded oil well
RU2344272C2 (en) Well structure and method of multipay oil pool development
RU2291291C1 (en) Well separator
RU2451165C1 (en) Method for restriction of brine water inflow to production well
RU2395672C1 (en) Water oil well operation plant
US6131660A (en) Dual injection and lifting system using rod pump and an electric submersible pump (ESP)
RU2386018C1 (en) Rod pumping installation for extraction of oil at simultaneous separate operation by one well of two stratums
RU2513566C2 (en) Dual string production method in well with increased gas ratio and device for its implementation
RU2364708C1 (en) Unit borehole rod pumping with double-acting pump
RU2446276C1 (en) Development method of deposit with forced product withdrawal, and device for its implementation
RU2228433C2 (en) Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method
WO1999015755A2 (en) Dual injection and lifting system
RU2531228C1 (en) Well operation installation
RU2382181C1 (en) Well operation method
RU2418942C1 (en) Procedure for well development

Legal Events

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

Effective date: 20161218