RU2453689C1 - Oil deposit development method - Google Patents
Oil deposit development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2453689C1 RU2453689C1 RU2011136778/03A RU2011136778A RU2453689C1 RU 2453689 C1 RU2453689 C1 RU 2453689C1 RU 2011136778/03 A RU2011136778/03 A RU 2011136778/03A RU 2011136778 A RU2011136778 A RU 2011136778A RU 2453689 C1 RU2453689 C1 RU 2453689C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water cut
- pressure
- maximum
- change
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits.
Одним из способов уменьшения отбора попутно-добываемой воды и увеличения доли нефти является создание нестационарных перепадов давлений между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми коллекторами путем периодической эксплуатации добывающих скважин. Большинство известных способов периодической эксплуатации добывающих скважин основаны на периодическом отключении работы насосного оборудования (Васильев В.И., Закиров С.Н., Крылов В.А. Особенности разработки водонефтяных зон при периодической эксплуатации горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство, 2004, №5, с.58-61).One of the ways to reduce the selection of associated produced water and increase the oil share is to create unsteady pressure drops between high-permeability and low-permeability reservoirs by periodically operating production wells. Most of the known methods for periodic operation of production wells are based on the periodic shutdown of the pumping equipment (Vasilyev V.I., Zakirov S.N., Krylov V.A. Features of the development of oil-water zones during periodic operation of horizontal wells. // Oil industry, 2004, No. 5, p. 58-61).
Недостатком данных способов является необходимость продолжительного периодического отключения глубинных насосов. Без изменения времени режима отбора и простоя в зависимости от гидродинамического состояния пласта эффективность способов падает с каждым следующим циклом. В зимнее время остановка скважин ведет к замерзанию высокообводненной продукции, что предопределяет проведение реанимационных мероприятий с дополнительными эксплуатационными затратами.The disadvantage of these methods is the need for prolonged periodic shutdown of deep pumps. Without changing the time of the selection mode and downtime, depending on the hydrodynamic state of the formation, the effectiveness of the methods decreases with each subsequent cycle. In winter, stopping wells leads to freezing of highly watered products, which predetermines resuscitation measures with additional operating costs.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ нестационарного извлечения нефти из пласта, при котором эксплуатация добывающих скважин производится в периодическом режиме, периодическую депрессию осуществляют без остановки погружного скважинного насосного оборудования. Режим работы последнего выбирают в интервале от максимального до минимального значения дебита. Максимальный дебит определяется потребляемой электрической мощностью насосного оборудования при частоте, не превышающей 60 Гц. Минимальное значение дебита определяется снижением потребляемой мощности насосного оборудования на 30-40%, но не приводящей к срыву извлечения жидкости на устье скважины. При этом периодически восстанавливают равновесный режим фильтрации до уменьшения обводненности добываемой продукции до значений менее 30%. Обеспечивают выход защемленной нефти в высокопроницаемые поровые каналы и рост средней нефтедобычи (Патент РФ №2288352, опубл. 27.11.2006 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of unsteady extraction of oil from the reservoir, in which the exploitation of production wells is carried out in periodic mode, periodic depression is carried out without stopping the submersible downhole pumping equipment. The mode of operation of the latter is selected in the range from the maximum to the minimum flow rate. The maximum flow rate is determined by the consumed electrical power of the pumping equipment at a frequency not exceeding 60 Hz. The minimum flow rate is determined by a decrease in the power consumption of the pumping equipment by 30-40%, but not leading to a stall of fluid extraction at the wellhead. At the same time, the equilibrium filtration mode is periodically restored to reduce the water cut of the produced products to values less than 30%. Ensure the entry of trapped oil into the highly permeable pore channels and the growth of average oil production (RF Patent No. 2288352, publ. 11/27/2006 - prototype).
Данный способ позволяет интенсифицировать разработку месторождения, однако нефтеотдача залежи остается на низком уровне вследствие того, что используемый режим эксплуатации не задает верхней границы обводнения, при котором фазовая проницаемость продуктивного пласта по нефти стремится к нулю, а по воде стремится к единице. Это свою очередь приводит к снижению притока нефти из пласта. При восстановлении равновесного режима фильтрации наблюдается стационарный режим движения жидкости, при котором снижение обводненности добываемой продукции до значений менее 30%, может не произойти. Нестационарный режим, при котором проявляется поступление нефти из низкопроницаемых зон в высокопроницаемые, не определяется и не рассчитывается. Временной масштаб процесса изменения давления в рассматриваемой области пласта задается периодом изменения состояния эксплуатации скважинного оборудования и не учитывает влияния увеличения или снижения обводненности продукции на режим эксплуатации скважины.This method allows to intensify the development of the field, however, the oil recovery of the reservoir remains at a low level due to the fact that the operating mode used does not set the upper limit of the flooding, at which the phase permeability of the reservoir in oil tends to zero, and in water tends to unity. This in turn leads to a decrease in oil inflow from the reservoir. When the equilibrium filtration mode is restored, a stationary mode of fluid movement is observed, in which a decrease in water cut of produced products to values less than 30% may not occur. An unsteady regime, in which oil flows from low-permeability zones to high-permeability zones, is not determined and is not calculated. The time scale of the process of pressure change in the considered area of the reservoir is set by the period of the change in the operating state of the downhole equipment and does not take into account the effect of an increase or decrease in water cut on the well operating mode.
Задачей изобретения является снижение объема попутно добываемой воды и повышение коэффициента извлечения нефти.The objective of the invention is to reduce the volume of produced water along the way and increase the oil recovery ratio.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины в нестационарном режиме с изменением дебита от максимального до минимального, согласно изобретению временные интервалы нестационарного режима определяют по изменению обводненности продукции скважины и изменению забойного давления, изменение обводненности определяют стационарными приборами, установленными непосредственно в стволе скважины, продолжительность периода работы на максимальном режиме отбора продукции (Qж max) определяют по предельной пограничной величине обводненности (WPобв max) или по восстановлению максимального забойного давления (ΔPmax, при котором наступает стационарный режим дренирования пласта), но не ниже давления разгазирования нефти (ΔРкрит), продолжительность периода работы на минимальном режиме отбора продукции (Qж min) продолжают в течение времени, при котором происходит снижение обводненности продукции (Wобв min) до восстановления стационарной величины, при увеличении либо отсутствии изменения обводненности период продолжают до восстановления забойного давления (ΔPmin, МПа) при текущем минимальном дебите жидкости.The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir, which includes injecting a working agent through injection wells and taking fluid through production wells in an unsteady mode with a change in flow rate from maximum to minimum, according to the invention, the time intervals of the unsteady mode are determined by the change in the water cut of the well production and the change in the bottomhole pressure, change in water cut is determined by stationary devices installed directly in the wellbore, the duration of the iodine of operation at the maximum production selection mode (Ql max) is determined by the limiting boundary value of water cut (WP total) or by restoring the maximum bottomhole pressure (ΔPmax at which the stationary regime of formation drainage occurs), but not lower than the oil degassing pressure (ΔRcrit), duration the period of operation at the minimum production selection mode (Ql min) is continued for the time at which the water cut of the product decreases (Wsp min) until the stationary value is restored, with an increase or Due to changes in water cut, the period continues until bottomhole pressure (ΔPmin, MPa) is restored at the current minimum fluid rate.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Важнейшей задачей при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти или месторождений с высокой выработанностью является своевременное принятие мер по предупреждению обводнения добываемой продукции. Обводненность (% обв.) продукции скважин в течение месяца варьирует в пределах ±15%, а на некоторых скважинах до ±30%. Причиной такой нестабильности является вовлечение в фильтрацию ранее не дренируемых участков пласта при выравнивании профиля притока в нагнетательных скважинах или интерференция соседних добывающих скважин. При наличии подошвенной, законтурной или нагнетаемой воды в процессе эксплуатации скважины происходит обводнение около скважинной части пласта. Продукция скважины обводняется и в какой-то момент процесс обводнения становится необратимым. Этот процесс связан с фазовой проницаемостью флюидов. На фиг.1 расчетные кривые относительных фазовых проницаемостей показывают, что при обводнении части нефтенасыщенного пласта выше 55% фазовая проницаемость нефти равняется нулю. При рассмотрении данного физического процесса как обводнения продукции скважины, можно сказать, что при водонасыщенности до 30% фильтрация нефтяной фазы максимальна, при увеличении водонасыщенности до 40% фазовая проницаемость для нефти уменьшается в 3-3,5 раза и стремится к нулю. При увеличении водонасыщенности до 55% движение нефтяной фазы практически прекращается, а при обводненности 60% и более процесс обводнения становится практически необратимым. Для рассматриваемой залежи порог обводненностью 55% является пограничной обводненностью добываемой продукции, обводнение выше которого ведет к необратимым изменениям фильтрационных характеристик пласта. При этой обводненности прискважинная зона пласта становится гидрофильной, препятствуя движению нефти к интервалам перфорации.The most important task in the development of fields with hard-to-recover oil reserves or fields with high depletion is the timely adoption of measures to prevent flooding of produced products. The water cut (% total) of well production during the month varies within ± 15%, and in some wells up to ± 30%. The reason for such instability is the involvement of previously non-drained sections of the reservoir in the filtration when leveling the inflow profile in injection wells or the interference of neighboring producing wells. In the presence of plantar, circulating or injected water during the operation of the well, flooding occurs near the borehole part of the formation. Well production is flooded and at some point, the flooding process becomes irreversible. This process is associated with the phase permeability of the fluids. In Fig. 1, the calculated relative phase permeability curves show that when a part of the oil-saturated formation is flooded above 55%, the phase permeability of the oil is zero. When considering this physical process as a watering of well production, we can say that with water saturation up to 30% the filtration of the oil phase is maximum, with an increase in water saturation up to 40% the phase permeability for oil decreases by 3-3.5 times and tends to zero. With an increase in water saturation up to 55%, the movement of the oil phase practically ceases, and with a water cut of 60% or more, the watering process becomes almost irreversible. For the reservoir under consideration, the water cut threshold of 55% is the boundary water cut of the produced products, watering above which leads to irreversible changes in the reservoir characteristics of the formation. With this watering, the near-wellbore zone of the formation becomes hydrophilic, obstructing the movement of oil to the perforation intervals.
Периодическая эксплуатация скважин очень часто не дает желаемых результатов из-за несвоевременности принятия мер по снижению темпов обводнения. В связи с этим предлагается технология периодической эксплуатации добывающих скважин, режим работы которых изменяется в зависимости от изменения обводненности добываемой продукции, определяемой с помощью приборов, установленных непосредственно в стволе скважины (к примеру, методом манометрического плотномера).Periodic operation of the wells very often does not give the desired results due to the untimely adoption of measures to reduce the rate of watering. In this regard, a technology is proposed for the periodic operation of production wells, the mode of operation of which varies depending on changes in the water cut of produced products, determined using instruments installed directly in the wellbore (for example, by the method of manometer density meter).
Способ осуществляется следующей последовательностью операций.The method is carried out by the following sequence of operations.
1. Пограничную обводненность продукции устанавливают на основании промыслового опыта обводнения скважин с учетом рентабельной эксплуатации, либо по кривой относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде для рассматриваемой залежи, при которой процесс обводнения становится необратимым.1. The marginal water cut of products is established on the basis of field experience in watering wells, taking into account cost-effective operation, or according to the curve of relative phase permeabilities in oil and water for the reservoir under consideration, in which the watering process becomes irreversible.
2. При стационарном режиме эксплуатации скважины производят оценку нефтесодержания продукции, определяют текущее забойное давление, уточняют величину забойного давления, при котором происходит разгазирование добываемой продукции.2. In the stationary mode of operation of the well, the oil content of the product is estimated, the current bottomhole pressure is determined, the bottomhole pressure value is determined at which the produced products are degassed.
3. Останавливают скважину и производят запись кривой восстановления давления, определяют пластовое давление и величину депрессии на пласт, определяют коэффициент продуктивности пласта.3. Stop the well and record the pressure recovery curve, determine the reservoir pressure and the magnitude of the depression per formation, determine the reservoir productivity coefficient.
4. Оборудуют скважину в соответствии с фиг.2, где 1 - эксплуатационная колонна; 2 - колонна насосно-компрессорных труб; 3 - глубинный насос; 4 - приемный фильтр; 5 - колонна насосно-компрессорных труб; 6 - кабель связи глубинных приборов; 7 - глубинный манометр с выводом информации на устьевой контроллер; 8 - прибор, определяющий обводненность добываемой продукции.4. Equip the well in accordance with figure 2, where 1 is the production string; 2 - tubing string; 3 - deep pump; 4 - receiving filter; 5 - column tubing; 6 - communication cable of downhole instruments; 7 - depth gauge with the output of information to the wellhead controller; 8 - a device that determines the water content of the produced products.
5. В устьевой контроллер вводят алгоритм работы насосного оборудования в зависимости от приходящей информации от глубинных приборов.5. An algorithm for the operation of pumping equipment is introduced into the wellhead controller depending on the incoming information from the downhole instruments.
6. Контроллер подключают к частотному регулятору тока, который соединяют с электродвигателем, посредством которого производят изменение дебита скважины.6. The controller is connected to a frequency current regulator, which is connected to an electric motor, through which a change in the flow rate of the well is made.
7. Выполняют освоение и пуск скважины в эксплуатацию согласно описанной программы.7. Perform development and commissioning of the well in accordance with the described program.
8. Показания приборов поступают на устьевой контроллер в виде «точек», отражающих изменение давления и обводненности продукции.8. Instrument readings arrive at the wellhead controller in the form of “points” reflecting the change in pressure and water cut of the product.
9. Первый режим воздействия на продуктивный пласт - эксплуатация скважины с максимальным дебитом жидкости (Qж max) с целью создания депрессии на продуктивный пласт, но не допускающим снижение забойного давления ниже давления выделения газа из нефти. Непрерывный контроль изменения обводненности и забойного давления производят с помощью глубинных приборов с выходом информации на управляющий устьевой контроллер. Режим воздействия продолжают до достижения пограничной обводненности продукции, равной 85% (Wобв max), или до восстановления максимального забойного давления ΔPmax, когда наступает стационарный режим дренирования пласта при данном дебите жидкости. Выход фильтрации пластовых флюидов в стационарный режим, при котором снижается взаимодействие низкопроницаемых участков пласта с высокопроницаемыми, характеризуется отсутствием изменения забойного давления во времени. Это определяется поступлением информации с глубинного манометра, где наблюдаются повторяющиеся значения давления с дисперсий (отклонением) не более 0,01 МПа. Далее скважину переводят на следующий второй режим воздействия на продуктивный пласт.9. The first mode of impact on the reservoir is the operation of the well with the maximum flow rate (Qzh max) in order to create depression on the reservoir, but not allowing the bottomhole pressure to decrease below the gas evolution from oil. Continuous monitoring of changes in water cut and bottomhole pressure is carried out using depth instruments with the output of information to the control wellhead controller. The exposure regimen is continued until the borderline water cut of production is equal to 85% (Wsp max), or until the maximum bottomhole pressure ΔPmax is restored when the stationary regime of formation drainage occurs at a given flow rate. The output of reservoir fluid filtration to a stationary mode, in which the interaction of low-permeability sections of the reservoir with high-permeability is reduced, is characterized by the absence of a change in bottomhole pressure over time. This is determined by the flow of information from the depth gauge, where repeated pressure values with dispersions (deviations) of not more than 0.01 MPa are observed. Next, the well is transferred to the next second mode of impact on the reservoir.
10. Второй режим воздействия на продуктивный пласт - эксплуатация скважины с минимальным дебитом по жидкости (Qж min). Наблюдается восстановление забойного давления. Продолжительность периода работы на минимальном режиме отбора продукции продолжают в течение времени, при котором происходит снижение обводненности продукции (Wобв min) до восстановления стационарной величины. При увеличении либо отсутствии изменения обводненности период продолжают до восстановления забойного давления (ΔPmin, МПа) при текущем минимальном дебите жидкости. При отсутствии изменения обводненности продукции и поступления информации с глубинного манометра, где в течение 5 минут наблюдаются повторяющиеся значения с дисперсий (отклонением) не более 0,01 МПа, скважину переводят на следующий третий режим воздействия на продуктивный пласт, аналогичный первому. Таким образом, продолжительность воздействия циклов на продуктивный пласт не привязана к определенному периоду воздействия, а зависит от изменения обводненности продукции и гидродинамических характеристик пласта.10. The second mode of impact on the reservoir is the operation of the well with a minimum fluid rate (Ql min). Downhole pressure recovery is observed. The duration of the period of work at the minimum production selection mode is continued for the time at which the water cut of the product decreases (Wmin min) until the stationary value is restored. With an increase or no change in water cut, the period is continued until bottomhole pressure (ΔPmin, MPa) is restored at the current minimum fluid flow rate. If there is no change in the water cut of the product and the flow of information from the depth gauge, where repeated values with dispersions (deviations) of not more than 0.01 MPa are observed for 5 minutes, the well is transferred to the next third mode of impact on the reservoir, similar to the first. Thus, the duration of the impact of cycles on the reservoir is not tied to a specific period of exposure, but depends on the change in water cut of the product and the hydrodynamic characteristics of the reservoir.
Предложенный способ максимально адаптируется под изменяющиеся фазовые и гидродинамические характеристики продуктивного пласта. Технология ориентирована на создание изменяющейся депрессии на продуктивный коллектор, градиентов давления между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми участками коллектора, не позволяя при этом допустить интенсивный прорыв попутно добываемой воды, ведущий к необратимому увеличению обводнения продукции скважины и гидрофилизации призабойной зоны скважины.The proposed method maximally adapts to the changing phase and hydrodynamic characteristics of the reservoir. The technology is focused on creating a changing depression on the productive reservoir, pressure gradients between the highly permeable and low-permeability sections of the reservoir, while not allowing to allow an intensive breakthrough of the produced water, leading to an irreversible increase in the water cut of the well production and hydrophilization of the bottom-hole zone of the well.
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: тип коллектора - карбонатный, порово-кавернозно-трещиноватый, режим залежи - водонапорный, пористость 14,1%, средняя проницаемость 0,145 мкм2, нефтенасыщенность 78,8%, абсолютная отметка водонефтяного контакта 543 м, средняя нефтенасыщенная толщина 8,8 м, пластовое давление 7,1 МПа на гл 543 м, пластовая температура 23°С, плотность нефти в пластовых условиях 883,8 кг/м3, плотность пластовой воды 1020 кг/м3, вязкость нефти в пластовых условиях 52,87 мПа·с, давление насыщения нефти газом 1,3 МПа, газосодержание 4,72 м3/т, содержание серы в нефти 2,6%, содержание парафина в нефти 5%.An oil reservoir with the following characteristics is being developed: reservoir type - carbonate, pore-cavernous-fractured, reservoir regime - water-pressure, porosity 14.1%, average permeability 0.145 μm 2 , oil saturation 78.8%, absolute mark of oil-water contact 543 m, average oil saturation thickness 8.8 m, reservoir pressure 7.1 MPa per hl 543 m, reservoir temperature 23 ° C, oil density at reservoir conditions 883.8 kg / m 3 , reservoir water density 1020 kg / m 3 , oil viscosity at reservoir conditions 52.87 MPa · s, the pressure of oil saturation with gas 1.3 MPa, gas the content is 4.72 m 3 / t, the sulfur content in oil is 2.6%, the paraffin content in oil is 5%.
При стационарном режиме эксплуатации скважины производят оценку нефтесодержания продукции - обводненность 70%. Геологической службой НГДУ пограничная обводненность продукции для рассматриваемой залежи, при которой процесс обводнения становится необратимым, а эксплуатация скважины нерентабельной, установлен на уровне 85%, максимальный перепад давления ΔPmax установлен на уровне 34 МПа. Останавливают скважину и производят запись кривой восстановления давления, определяют пластовое давление 7 МПа. Определяют коэффициент продуктивности скважины - 1,87.In the stationary mode of operation of the well, the oil content of the product is estimated - water cut of 70%. The geological service of the OGPD, the boundary water cut of the product for the reservoir under consideration, in which the watering process becomes irreversible, and the well operation is unprofitable, is set at 85%, the maximum pressure drop ΔPmax is set at 34 MPa. They stop the well and record the pressure recovery curve, determine the reservoir pressure of 7 MPa. The well productivity coefficient is determined - 1.87.
Скважину оборудуют в соответствии с фиг.2 и запускают в эксплуатацию.The well is equipped in accordance with figure 2 and put into operation.
Показания приборов поступают на устьевой контроллер в виде «точек», отражающих изменение давления и обводненности продукции фиг.3 (диаграмма №1).The readings of the instruments arrive at the wellhead controller in the form of "points" reflecting the change in pressure and water cut of the production of Fig. 3 (diagram No. 1).
Первый режим воздействия на продуктивный пласт - эксплуатация скважины с максимальным дебитом жидкости Qж мах с целью создания депрессии на продуктивный пласт, но не допускающим снижение забойного давления ниже давления выделения газа из нефти. Согласно контрольной точки №1 (К.т. №1 - диаграмма №1) обводненность скважины достигла критического значения 85%, производят автоматический перевод скважины на режим с минимальным отбором жидкости Qж min.The first mode of impact on the reservoir is the operation of the well with the maximum flow rate Qzh max in order to create depression on the reservoir, but not allowing the bottomhole pressure to decrease below the gas evolution from oil. According to control point No. 1 (KT No. 1 - chart No. 1), the water cut of the well reached a critical value of 85%, the well is automatically switched to the mode with a minimum fluid withdrawal Qzh min.
Эксплуатация скважины с минимальным отбором жидкости ведет к снижению обводненности продукции до Wобв min и продолжается до установления стационарной величины (К.т. №2), забойное давление в данный момент уже восстановлено, идет стационарный режим дренирования пласта и скважина автоматически переходит на максимальный режим отбора жидкости.Operation of the well with minimal fluid withdrawal leads to a decrease in water cut to Wob min and continues until a stationary value is established (Kt. No. 2), bottomhole pressure has already been restored, the reservoir is in steady-state drainage mode and the well automatically switches to the maximum selection mode liquids.
Контрольная точка №3, при которой происходит переход на следующий режим с минимальным отбором жидкости, аналогична контрольной точке №1, однако впоследствии добиться интенсивного снижения обводненности продукции не удается. При отсутствии изменения обводненности период продолжают до восстановления забойного давления ΔPmin (К.т. №4) при текущем дебите жидкости. Выход фильтрации пластовых флюидов в стационарный режим, при котором снижается взаимодействие низкопроницаемых участков пласта с высокопроницаемыми, характеризуется отсутствием изменения забойного давления во времени. Скважину вновь переводят на режим с максимальным отбором жидкости.The control point No. 3, at which the transition to the next regime with the minimum liquid withdrawal takes place, is similar to the control point No. 1, but subsequently it is not possible to intensively reduce the water cut of the product. If there is no change in water cut, the period is continued until the bottomhole pressure ΔPmin is restored (KT No. 4) at the current fluid rate. The output of reservoir fluid filtration to a stationary mode, in which the interaction of low-permeability sections of the reservoir with high-permeability is reduced, is characterized by the absence of a change in bottomhole pressure over time. The well is again transferred to the regime with maximum fluid withdrawal.
Наблюдается рост обводненности продукции, однако она не достигает критической величины и период продолжают до восстановление забойного давления (К.т. №5), при котором происходит смена режима эксплуатации скважины.There is an increase in water cut in production, however, it does not reach a critical value and the period continues until bottomhole pressure is restored (KT No. 5), at which a change in the operating mode of the well occurs.
Следующий режим с минимальным отбором жидкости проводят до установления стационарной величины обводненности (К.т. №6), забойное давление в данный момент уже восстановлено и происходит автоматическая смена режима отбора жидкости. При следующем максимальном режиме отбора жидкости обводненность продукции вновь не достигает критической величины и период продолжают до восстановление забойного давления (К.т. №7), при котором происходит смена режима эксплуатации скважины.The next mode with the minimum liquid withdrawal is carried out until the stationary water cut value is established (KT No. 6), the bottomhole pressure has already been restored and an automatic change of the liquid withdrawal mode is taking place. At the next maximum fluid withdrawal mode, the water cut of the production again does not reach a critical value and the period continues until the bottomhole pressure is restored (KT No. 7), at which the well operation mode changes.
Как видно из диаграммы №1 фиг.3, продолжительность воздействия циклов на продуктивный пласт не привязана к определенному периоду воздействия, а зависит от изменения обводненности продукции и гидродинамических характеристик пласта. Скважина самостоятельно по алгоритму переходит с одного режима эксплуатации на другой, что позволяет решить задачу снижения объема попутно добываемой воды и повышения коэффициента извлечения нефти.As can be seen from diagram No. 1 of Fig. 3, the duration of the impact of cycles on the reservoir is not tied to a specific period of exposure, but depends on changes in water cut and hydrodynamic characteristics of the reservoir. The well independently, according to the algorithm, passes from one operating mode to another, which allows us to solve the problem of reducing the volume of produced water along the way and increasing the oil recovery coefficient.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011136778/03A RU2453689C1 (en) | 2011-09-06 | 2011-09-06 | Oil deposit development method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011136778/03A RU2453689C1 (en) | 2011-09-06 | 2011-09-06 | Oil deposit development method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2453689C1 true RU2453689C1 (en) | 2012-06-20 |
Family
ID=46681096
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011136778/03A RU2453689C1 (en) | 2011-09-06 | 2011-09-06 | Oil deposit development method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2453689C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2695183C1 (en) * | 2018-10-31 | 2019-07-22 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for non-stationary collection of liquid from a fracture-porous type collector |
| RU2700738C1 (en) * | 2018-02-21 | 2019-09-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of improving reliability of water cut monitoring of products of oil producing wells equipped with sucker-rod bottom pumps |
| RU2716759C1 (en) * | 2019-07-02 | 2020-03-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for nonstationary development of low-permeability reservoirs |
| CN115637959A (en) * | 2021-07-20 | 2023-01-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for analyzing self-blowout potential of oil and gas well |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3442331A (en) * | 1967-05-22 | 1969-05-06 | Central Oil Co | Cyclic secondary oil recovery process |
| RU2065938C1 (en) * | 1995-06-08 | 1996-08-27 | Акционерное общество открытого типа "Булгарнефть" | Method of developing oil pool |
| RU2166069C1 (en) * | 2000-04-28 | 2001-04-27 | Овчинников Марат Николаевич | Process of exploitation of oil fields under conditions of flooding |
| RU2209947C1 (en) * | 2002-11-27 | 2003-08-10 | Горбунов Андрей Тимофеевич | Method of system cyclic development of oil pool at late stage |
| RU2288352C2 (en) * | 2004-10-18 | 2006-11-27 | Хасан Цицоевич Мусаев | Method for non-stationary extraction of oil from bed |
| RU2289019C1 (en) * | 2005-03-28 | 2006-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дарси Ойл Инжиниринг" | Method for transferring wells to optimally efficient operation mode |
| RU2417306C1 (en) * | 2010-06-18 | 2011-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of oil deposit |
| RU2433250C1 (en) * | 2010-05-14 | 2011-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil development by using periodic operation of producer wells with operation portions varying with oil well fluid density variation |
-
2011
- 2011-09-06 RU RU2011136778/03A patent/RU2453689C1/en active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3442331A (en) * | 1967-05-22 | 1969-05-06 | Central Oil Co | Cyclic secondary oil recovery process |
| RU2065938C1 (en) * | 1995-06-08 | 1996-08-27 | Акционерное общество открытого типа "Булгарнефть" | Method of developing oil pool |
| RU2166069C1 (en) * | 2000-04-28 | 2001-04-27 | Овчинников Марат Николаевич | Process of exploitation of oil fields under conditions of flooding |
| RU2209947C1 (en) * | 2002-11-27 | 2003-08-10 | Горбунов Андрей Тимофеевич | Method of system cyclic development of oil pool at late stage |
| RU2288352C2 (en) * | 2004-10-18 | 2006-11-27 | Хасан Цицоевич Мусаев | Method for non-stationary extraction of oil from bed |
| RU2289019C1 (en) * | 2005-03-28 | 2006-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дарси Ойл Инжиниринг" | Method for transferring wells to optimally efficient operation mode |
| RU2433250C1 (en) * | 2010-05-14 | 2011-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil development by using periodic operation of producer wells with operation portions varying with oil well fluid density variation |
| RU2417306C1 (en) * | 2010-06-18 | 2011-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of oil deposit |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2700738C1 (en) * | 2018-02-21 | 2019-09-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of improving reliability of water cut monitoring of products of oil producing wells equipped with sucker-rod bottom pumps |
| RU2695183C1 (en) * | 2018-10-31 | 2019-07-22 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for non-stationary collection of liquid from a fracture-porous type collector |
| RU2716759C1 (en) * | 2019-07-02 | 2020-03-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for nonstationary development of low-permeability reservoirs |
| CN115637959A (en) * | 2021-07-20 | 2023-01-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for analyzing self-blowout potential of oil and gas well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104915512B (en) | It is a kind of to predict oil field produced degree and the method for moisture content | |
| RU2620665C2 (en) | System and method for advanced fluid extraction from gas wells | |
| RU2417306C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| RU2433250C1 (en) | Method of oil development by using periodic operation of producer wells with operation portions varying with oil well fluid density variation | |
| RU2453689C1 (en) | Oil deposit development method | |
| CA2903330A1 (en) | Apparatus and method for determining fluid interface proximate an electrical submersible pump and operating the same in response thereto | |
| RU2394153C1 (en) | Procedure for operation of high water flooded oil well | |
| CA2905218A1 (en) | Enhanced oil production using control of well casing gas pressure | |
| RU2539486C1 (en) | Method for oil development with horizontal wells | |
| RU2431737C1 (en) | Procedure for development of oil-water deposit | |
| RU2519243C1 (en) | Method of development of oil-and-gas deposits with bottom water | |
| WO2018170004A1 (en) | Method of controlling a gas vent system for horizontal wells | |
| Oyewole et al. | Artificial lift selection strategy for the life of a gas well with some liquid production | |
| RU2695183C1 (en) | Method for non-stationary collection of liquid from a fracture-porous type collector | |
| RU2320860C1 (en) | Oil field development | |
| RU2720848C1 (en) | Method for development of oil deposit with inter-formation flows | |
| RU2418942C1 (en) | Procedure for well development | |
| RU2393343C1 (en) | Method of supply of hydrocarbons from watering out formation | |
| RU2328593C1 (en) | Process of oil recovery intensification at wells with waterflooded collector | |
| RU2579029C1 (en) | Method of oil field development with regard to restoration of formation background temperature | |
| RU2603867C1 (en) | Method for development of inhomogeneous oil deposit | |
| EA201501090A1 (en) | METHOD OF OIL PRODUCTION | |
| RU2285789C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2617761C2 (en) | Method for operation of wells at later stages of development of oil and gas facility | |
| RU2376462C2 (en) | Method of oil well development with impulse water withdrawal regime |