RU2491418C1 - Method to develop multizone oil reservoir - Google Patents

Method to develop multizone oil reservoir Download PDF

Info

Publication number
RU2491418C1
RU2491418C1 RU2011151046/03A RU2011151046A RU2491418C1 RU 2491418 C1 RU2491418 C1 RU 2491418C1 RU 2011151046/03 A RU2011151046/03 A RU 2011151046/03A RU 2011151046 A RU2011151046 A RU 2011151046A RU 2491418 C1 RU2491418 C1 RU 2491418C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
water
oil
reservoir
pump
producing
Prior art date
Application number
RU2011151046/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2011151046A (en
Inventor
Илфат Нагимович Файзуллин
Альфис Мансурович Хуррямов
Ильшат Мухаметович Бакиров
Рашит Газнавиевич Рамазанов
Арслан Валерьевич Насыбуллин
Радик Зяузятович Зиятдинов
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 RU2011151046/03A priority Critical patent/RU2491418C1/en
Publication of RU2011151046A publication Critical patent/RU2011151046A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2491418C1 publication Critical patent/RU2491418C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: method includes downhole pumping of water from an underlying water-bearing bed into an overlying payout bed along an injection well and oil withdrawal from the payout bed via a producing well, which is hydrodynamically connected to the injection well. In accordance with the invention, a device is installed in the interval of the producing bed of the producing well for downhole separation of oil and water with the possibility to lift oil to the surface and discharge of water into the nearest underlying water-bearing bed and/or abandoned oil bed in the cut. Downhole pumping of water in the injection well from the underlying water-bearing bed and/or abandoned oil bed into the producing bed is carried out with the help of a pump, efficiency of which is accepted as not more than the intake of the producing bed, the injection well head is sealed, and the pump is put into operation. As water head reduces at the pump inlet in the injection well below a certain value, the pump is stopped, and the device for downhole separation of oil and water in the producing wall is put in operation. As water head increases at the pump inlet in the injection well above a certain value, the pump is put in operation, and the device for downhole separation of oil and water in the producing wall is stopped. If hydrodynamic connection between producing and injection wells deteriorates, operating equipment is withdrawn, hydraulic rupture of the producing and/or water-bearing beds is done. Afterwards operating equipment is again lowered, and development of the multizone oil reservoir is continued.
EFFECT: increased efficiency of method.
1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a multilayer oil reservoir.

Известен способ разработки нефтяной или газовой (газоконденсатной) залежи с поддержанием пластового давления, включающий добывающие и нагнетательные скважины, насосную станцию, водопровод высокого давления (Справочная книга по добыче нефти. / Под ред. д-ра техн. наук Ш.К. Гиматудинова. - М., Недра. - 1974. - С.109-118). Продуктивный пласт сообщен через добывающие скважины с наземными нефтегазосборными коммуникациями, а через нагнетательные скважины и водопроводы высокого давления - с насосной станцией. Подача воды на насосную станцию осуществляется либо из естественных водоемов, либо из специально пробуренных водозаборных скважин, либо используется подтоварная попутно добываемая вместе с нефтью пластовая вода (после ее отделения от нефти), при этом требуется специальная подготовка воды.A known method of developing an oil or gas (gas condensate) reservoir with the maintenance of reservoir pressure, including producing and injection wells, a pumping station, high pressure water pipe (Reference book on oil production. / Under the editorship of Dr. of Technical Sciences Sh.K. Gimatudinova. - M., Nedra. - 1974. - S.109-118). The reservoir is communicated through production wells with surface oil and gas gathering communications, and through injection wells and high-pressure water pipelines - with a pumping station. Water is supplied to the pumping station either from natural reservoirs, or from specially drilled water wells, or commercial produced water along with the oil is used along with the oil (after it is separated from the oil), and special water treatment is required.

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

- необходимость строительства насосной станции и водопроводов высокого давления;- the need to build a pumping station and high pressure water supply;

- необходимость в источнике воды, ее подготовке, средствах подачи воды на насосную станцию;- the need for a water source, its preparation, means of supplying water to the pumping station;

- дополнительные энергозатраты, затраты на обслуживание системы, связанной с нагнетанием в пласт воды.- additional energy costs, the cost of maintaining the system associated with the injection into the reservoir of water.

Также известен способ разработки нефтяной залежи с поддержанием пластового давления за счет использования природной энергии пластовых вод (Опалев А.Ф. Поддержание пластового давления с использованием естественной энергии напорных вод. - М.: Недра, 1965. - стр.65-70). Суть способа заключается в том, что в одной скважине два пласта - водонасыщенный и нефтенасыщенный - соединены путем перфорации обсадной колонны в интервале обоих пластов. В результате перетока воды из водонасыщенного пласта в нефтенасыщенный обеспечивается повышение пластового давления.Also known is a method of developing an oil reservoir with maintaining reservoir pressure through the use of natural energy of formation waters (A.P. Opalev, Maintaining reservoir pressure using the natural energy of pressurized water. - M.: Nedra, 1965. - pp. 65-70). The essence of the method is that in one well two layers - water-saturated and oil-saturated - are connected by perforation of the casing in the interval of both layers. As a result of the flow of water from the water-saturated reservoir into the oil-saturated reservoir, an increase in reservoir pressure is provided.

Недостатком данного способа является то, что из скважины, в которой осуществлен межпластовый переток воды, исключена возможность добычи нефти в период, когда происходит переток воды. Кроме того, данный способ не позволяет регулировать расход перепускаемой воды.The disadvantage of this method is that from the well in which the inter-reservoir water flow is carried out, the possibility of oil production during the period when the water flow occurs is excluded. In addition, this method does not allow you to adjust the flow rate of bypassed water.

Также известен способ закачки жидкости в пласт (патент RU №2211314, МПК 8 E21B 43/20, опубл. 27.08.2003 г.), включающий бурение нагнетательной скважины, вскрытие продуктивного и водоносного пластов, спуск колонны труб, установку межпластового пакера, закачку жидкости в пласт. В нагнетательную скважину спускают двойную колонну труб. Над вскрытыми пластами устанавливают дополнительный пакер. Нижний конец одной из труб устанавливают в интервале водоносного пласта. Соединяют эту трубу с накопительной емкостью на устье скважины для воды или реагентов для повышения нефтеизвлечения. Оборудуют глубинным насосом для подачи воды из водоносного пласта в накопительную емкость. Нижний конец другой трубы устанавливают в интервале нефтяного пласта. Соединяют эту трубу с накопительной емкостью. Оборудуют пультом управления и нагнетательным насосом для откачки воды или реагентов из накопительной емкости. Закачку в продуктивный пласт производят в постоянном, или циклическом, или импульсном режиме под контролем с пульта управления.Also known is a method of injecting fluid into a formation (patent RU No. 2211314, IPC 8 E21B 43/20, published on 08.27.2003), including drilling an injection well, opening a productive and aquifer, lowering a pipe string, installing an interstratal packer, injecting fluid into the reservoir. A double pipe string is lowered into the injection well. An additional packer is installed above the exposed formations. The lower end of one of the pipes is installed in the interval of the aquifer. Connect this pipe to the storage tank at the wellhead for water or reagents to increase oil recovery. Equipped with a deep pump for supplying water from an aquifer to a storage tank. The lower end of the other pipe is installed in the interval of the oil reservoir. Connect this pipe to the storage tank. Equipped with a control panel and a discharge pump for pumping water or reagents from the storage tank. Injection into the reservoir is carried out in a constant, or cyclic, or pulsed mode under control from the control panel.

Известный способ очень металлоемкий, так как в скважину спущена двойная колонна труб, кроме того для своего применения требует наличия накопительной емкости на устье скважины, обвязки скважины и насосов, что усложняет способ, также данный способ не позволяет сепарировать (разделять) продукцию в добывающей скважине на нефть и воду, и сбрасывать отделенную воду в водоносный пласт, что вызывает высокие затраты на подъем высокообводненной продукции и ее последующее разделение на нефть и воду на поверхности.The known method is very metal-intensive, since a double string of pipes is lowered into the well, in addition, for its application it requires the presence of a storage tank at the wellhead, the piping of the well and pumps, which complicates the method, this method also does not allow to separate (separate) the products in the producing well into oil and water, and discharge the separated water into the aquifer, which causes high costs for raising high-water production and its subsequent separation into oil and water on the surface.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки многопластовой нефтяной залежи (патент RU №2303125, МПК 8 E21B 43/20, опубл. 20.07.2007 г.), включающий внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины, при этом внутрискважинную перекачку воды выполняют на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта, в продуктивном пласте в районе нагнетательных скважин, выполняющих внутрискважинную перекачку воды, посредством интенсификации отбора через добывающие скважины снижают пластовое давление, при этом отбор через добывающие скважины выполняют в циклическом режиме, обеспечивающем изменение направления движения потоков жидкости в продуктивном пласте, для чего чередуют интенсивность отбора нефти из добывающих скважин, расположенных напротив друг друга так, что одна пара противоположных скважин работает с максимальным дебитом, тогда как другая пара скважин в этот период работает с 50% дебитом от максимального дебита в течение времени до снижения динамического уровня нефти ниже допустимого при ее постоянном отборе, затем режим скважин меняют на противоположный.The closest in technical essence is the method of developing a multilayer oil reservoir (patent RU No. 23033125, IPC 8 E21B 43/20, published July 20, 2007), including downhole pumping of water from a underlying aquifer into an overlying productive reservoir through injection wells and selection oil from the reservoir through the production wells, while downhole pumping of water is performed on a natural basis due to the energy of the aquifer, in the reservoir in the area of injection wells performing the intra-well other pumping of water, by intensifying the selection through production wells, reduce reservoir pressure, while the selection through production wells is performed in a cyclic mode, providing a change in the direction of fluid flow in the reservoir, for which alternate the intensity of oil extraction from production wells located opposite each other so that one pair of opposing wells works with a maximum production rate, while the other pair of wells during this period works with a 50% production rate of the maximum production rate the flow of time until the dynamic level of oil decreases below the permissible level at its constant selection, then the well regime is changed to the opposite.

Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:

- во-первых, ограниченные возможности осуществления способа, так как он осуществим только на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта, что весьма редко на поздней стадии разработки нефтяной залежи, причем необходимо учитывать, что в процессе разработки многопластовой залежи происходит снижение энергии (пластового давления) водоносного пласта, вследствие чего переток воды в продуктивный пласт прекращается, что приводит к не возможности осуществления способа;- firstly, the limited possibilities of implementing the method, since it is feasible only in natural mode due to the energy of the aquifer, which is very rare in the late stage of development of an oil reservoir, and it must be borne in mind that in the process of developing a multilayer reservoir there is a decrease in energy (reservoir pressure ) aquifer, as a result of which the flow of water into the reservoir stops, which leads to the inability to implement the method;

- во-вторых, высокие затраты на подъем обводненной продукции и ее последующее разделение на нефть и воду на поверхности, так как данный способ не позволяет сепарировать (разделять) продукцию непосредственно в добывающей скважине на нефть и воду, и сбрасывать отделенную воду в нижележащий по разрезу скважины пласт;- secondly, the high cost of raising the watered product and its subsequent separation into oil and water on the surface, since this method does not allow to separate (separate) the product directly in the producing well for oil and water, and to discharge the separated water into the underlying section well formation;

- в-третьих, при ухудшении гидродинамических параметров пластов (снижении приемистости, падение пластового давления) между добывающей и нагнетательной скважинами резко снижается продолжительность реализации способа;- thirdly, with the deterioration of the hydrodynamic parameters of the reservoirs (decreased injectivity, a drop in reservoir pressure) between the producing and injection wells, the duration of the method is sharply reduced;

- в-четвертых, низкая эффективность вытеснения продукции из продуктивного пласта, так как в качестве вытесняющего агента используется вода другого горизонта.- fourthly, the low efficiency of displacing products from the reservoir, since water of a different horizon is used as the displacing agent.

Задачей изобретения является снижение затрат на подъем продукции из добывающей скважины за счет внутрискважинного разделения продукции со сбросом воды в нижележащий пласт с возможностью принудительного перетока воды из водоносного в продуктивный пласт не зависимо от энергии (пластового давления) водоносного пласта, а также увеличение продолжительности реализации способа за счет возможности восстановления гидродинамических параметров пластов между добывающей и нагнетательной скважинами при реализации способа и повышение эффективности вытеснения продукции из продуктивного пласта за счет использования в качестве вытесняющего агента отделенной воды из того же продуктивного пласта.The objective of the invention is to reduce the cost of raising products from a producing well due to downhole separation of products with water discharge into the underlying formation with the possibility of forced flow of water from the aquifer to the reservoir regardless of the energy (reservoir pressure) of the aquifer, as well as increasing the duration of the method for due to the possibility of restoring the hydrodynamic parameters of the layers between the producing and injection wells during the implementation of the method and increasing the efficiency the fact of the displacement of products from the reservoir through the use as a displacing agent of separated water from the same reservoir.

Способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт по нагнетательной скважине и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающую скважину, гидродинамически связанную с нагнетательной скважиной.A method for developing a multilayer oil reservoir, including downhole pumping of water from an underlying aquifer into an overlying reservoir by injection well and oil extraction from the reservoir through a production well that is hydrodynamically coupled to the injection well.

Новым является то, что в интервале продуктивного пласта добывающей скважины устанавливают устройство для внутрискважинного разделение нефти и воды с возможностью подъема нефти на поверхность и сброса воды в ближайший по разрезу нижележащий водоносный пласт и/или выработанный по нефти пласт, а внутрискважинную перекачку воды в нагнетательной скважине из нижележащего водоносного пласта и/или выработанного нефтяного пласта в продуктивный пласт осуществляют с помощью насоса, обеспечивающего разработку продуктивного пласта, герметизируют устье нагнетательной скважины и запускают насос в работу, при этом при снижении напора воды на приеме насоса в нагнетательной скважине ниже определенного значения насос останавливают, а устройство для внутрискважинного разделения нефти и воды в добывающей скважине запускают в работу, при превышении напора воды на приеме насоса в нагнетательно скважине выше определенного значения напора насос включают в работу, а устройство для внутрискважинного разделение нефти и воды в добывающей скважине останавливают, при этом при ухудшении гидродинамической связи между добывающей и нагнетательной скважинами извлекают эксплуатационное оборудование, производят гидравлический разрыв продуктивного и/или водоносного пластов, после чего вновь спускают эксплуатационное оборудование и продолжают разработку многопластовой нефтяной залежи.New is the fact that in the interval of the productive formation of the producing well, a device is installed for downhole separation of oil and water with the possibility of lifting oil to the surface and discharging water to the nearest underlying aquifer and / or oil-produced formation, and downhole pumping of water in the injection well from the underlying aquifer and / or the produced oil reservoir into the reservoir it is carried out using a pump that ensures the development of the reservoir, the mouth of the injection well is started and the pump is put into operation, while when the pressure of the water at the intake of the pump in the injection well decreases below a certain value, the pump is stopped, and the device for downhole separation of oil and water in the production well is put into operation, when the pressure of the water is exceeded at the pump intake in the injection well above a certain pressure value, the pump is turned on, and the device for downhole separation of oil and water in the producing well is stopped, while the The production equipment is removed from the dynamic connection between the producing and injection wells, hydraulic fracturing of the productive and / or aquifer is performed, after which the production equipment is again lowered and the development of a multilayer oil reservoir is continued.

На фигуре показана схема осуществления способа.The figure shows a diagram of the implementation of the method.

На многопластовой нефтяной залежи производят строительство добывающей 1 и нагнетательной 2 скважин со вскрытием продуктивного 3 и водоносного 4 пластов и с соответствующими интервалами перфорации 3' и 4' в добывающей скважине 1 и интервалами перфорации 3″ и 4″ в нагнетательной скважине 2.On a multilayer oil reservoir, production 1 and injection 2 wells are constructed with the opening of productive 3 and aquifer 4 layers and with corresponding perforation intervals 3 'and 4' in production well 1 and perforation intervals 3 ″ and 4 ″ in injection well 2.

В добывающую скважину 1 спускают колонну труб 5 с пакером 6 и устройством для внутрискважинного разделения нефти и воды 7 с возможностью подъема нефти на поверхность и сброса воды, установленным выше пакера 6. Устройство для внутрискважинного разделения нефти и воды 7 размещено в интервале перфорации 3' продуктивного пласта 3 добывающей скважины 1. Пакер 6 позволяет герметично разделить межколонные пространства 8 и 9 в добывающей скважине 1.A pipe string 5 is lowered into the production well 1 with a packer 6 and a device for downhole separation of oil and water 7 with the possibility of lifting oil to the surface and water discharge installed above the packer 6. A device for downhole separation of oil and water 7 is placed in the perforation interval 3 'of the productive formation 3 of the production well 1. Packer 6 allows hermetic separation of the annular spaces 8 and 9 in the production well 1.

В качестве устройства для внутрискважинного разделение нефти и воды 7 с возможностью подъема нефти на поверхность и сброса воды может применяться любое известное скважинное устройство, позволяющее разделить продукцию добывающей скважины на нефть и воду, например, скважинный сепаратор (патент RU №2291291, МПК 8 E21B 43/38, опубл. 10.01.2007 г. или скважинная установка для разделения нефти и воды (патент RU №2290505, МПК 8 E21B 43/38, опубл. 31.12.2006 г.).As a device for downhole separation of oil and water 7 with the ability to raise oil to the surface and discharge water, any known borehole device can be used to divide the production of a producing well into oil and water, for example, a borehole separator (patent RU No. 2291291, IPC 8 E21B 43 / 38, published on January 10, 2007, or a downhole installation for separating oil and water (patent RU No. 2290505, IPC 8 E21B 43/38, published on December 31, 2006).

Устройство для внутрискважинного разделение нефти 7 предназначено для отделения структурно-капельной нефти от добываемой продукции и обеспечивающий отделение нефти от воды в системе поддержания пластового давления при межскважинной перекачке воды, при этом разделенная от воды нефть поднимается на поверхность электроцентробежным насосом (на фиг. не показано), а вода сбрасывается в ближайший по разрезу нижележащий водоносный пласт и/или выработанный по нефти пласт 4 (см. фиг.).A device for downhole oil separation 7 is designed to separate structurally drop oil from produced products and provides oil separation from water in the reservoir pressure maintenance system during cross-hole pumping of water, while oil separated from water rises to the surface by an electric centrifugal pump (not shown in Fig.) , and water is discharged into the nearest underlying aquifer and / or reservoir 4 produced by oil (see Fig.).

В нагнетательную скважину 2 спускают колонну труб 10 оснащенную на нижнем конце всасывающим клапаном 10', а выше пакером 11, а также насосом 12, установленным выше пакера 11. Кроме того колонну труб 10 напротив интервала перфорации 3" продуктивного пласта нагнетательной скважины 2 оснащают радиальными отверстиями 13. Пакер 11 позволяет герметично разделить межколонные пространства 14 и 15 в нагнетательной скважине 2.A pipe string 10 is lowered into the injection well 2, equipped at the lower end with a suction valve 10 ', and above the packer 11, as well as a pump 12 mounted above the packer 11. In addition, the pipe string 10 opposite the perforation interval 3 "of the productive formation of the injection well 2 is equipped with radial holes 13. The packer 11 allows you to tightly separate the annular space 14 and 15 in the injection well 2.

В качестве насоса 12 применяют, например электрический погружной насос, обеспечивающего разработку продуктивного пласта 3. Например, при приемистости пласта 250 м3/сут. применяют электрический погружной насос 12 марки УЭЦНБ5А-250-800 с производительностью 250 м3/сут. и напором 800 м достаточным для разработки продуктивного пласта 3.As the pump 12, for example, an electric submersible pump is used, which ensures the development of the productive formation 3. For example, when the injectivity of the formation is 250 m 3 / day. they use an electric submersible pump 12 of the UETSNB5A-250-800 brand with a capacity of 250 m 3 / day. and a pressure of 800 m sufficient to develop a productive formation 3.

На приеме насоса 12 установлен датчик напора жидкости 16, связанный с пультом управления размещенным на устье (на фиг. не показано) нагнетательной скважины 2 (см. фиг.).At the intake of pump 12, a fluid pressure sensor 16 is installed, connected to a control panel located at the mouth (not shown in FIG.) Of injection well 2 (see FIG.).

Перед запуском установки в работу герметизируют устье нагнетательной скважины 2. Запускают электрический погружной насос 12 в работу. Электрический погружной насос 12 начинает перекачивать жидкость из межколонного пространства 15 ниже пакера 11, то есть из зоны нижнего водоносного пласта и/или выработанного по нефти пласта 4, по колонне труб 10 через открывшийся всасывающий клапан 11, датчик напора жидкости 16, через радиальные отверстия 13 колонны труб 10 вода попадает в межколонное пространство 15 выше пакера 11, откуда через интервалы перфорации 3″ она задавливается в верхний продуктивный пласт 3 нагнетательной скважины 2, по которому вытесняет продукцию к интервалам перфорации 3' добывающей скважины 1.Before starting the installation into operation, the mouth of the injection well 2 is sealed. The electric submersible pump 12 is launched into operation. The electric submersible pump 12 begins to pump fluid from the annulus 15 below the packer 11, that is, from the zone of the lower aquifer and / or oil-produced formation 4, through the pipe string 10 through the opening suction valve 11, the fluid pressure sensor 16, through the radial holes 13 pipe string 10 water enters the annular space 15 above the packer 11, from where, at intervals of perforation 3 ″, it is squeezed into the upper producing formation 3 of injection well 2, by which the product is displaced to the perforation intervals and 3 'of the production well 1.

Закачка жидкости из нижнего водоносного пласта и/или выработанного по нефти пласта 4 нагнетательной скважины 2 в верхний продуктивный пласт 3 продолжается до тех пор, пока не закончится жидкость в межколонном пространстве 15 ниже пакера 11. Это происходит при условии, если производительность электрического погружного насоса 12 превышает поступление (дебит) жидкости в межколонное пространство 15 из нижнего водоносного пласта и/или выработанного по нефти пласта 4 через интервалы перфорации 4" в межколонное пространство 14 ниже пакера 11.Liquid injection from the lower aquifer and / or oil-produced reservoir 4 of the injection well 2 into the upper reservoir 3 continues until the fluid runs out in the annulus 15 below the packer 11. This occurs if the capacity of the electric submersible pump 12 exceeds the inflow (flow rate) of fluid into the annular space 15 from the lower aquifer and / or oil-produced formation 4 through perforation intervals 4 "into the annular space 14 below the packer 11.

Поскольку устройство для внутрискважинного разделения нефти и воды 7 отключено, то есть нет сброса воды в межколонное пространство 9 добывающей скважины 1 и, соответственно, движения воды из межколонного пространства 9 добывающей скважины 1 через интервалы перфорации 4' по нижнему водоносному пласту и/или выработанному по нефти пласту 4 и выхода воды через интервалы перфорации 4″ в межколонное пространство 15 нагнетательной скважины 2, то происходит снижении уровня жидкости в межколонном пространстве 15 и в колонне труб 10. В определенный момент, при достижении снижении уровня ниже определенного значения, например, ниже 50 метров прекращается поток жидкости (воды) через датчик напора жидкости 16, который реагирует на это и дает сигнал на пульт управления (на фиг. не показано), который и отключает электрический погружной насос 12 (см. фиг.) и включает устройство для внутрискважинного разделения нефти и воды 7.Since the device for downhole separation of oil and water 7 is turned off, that is, there is no discharge of water into the annular space 9 of the producing well 1 and, accordingly, the movement of water from the annular space 9 of the producing well 1 through the perforation intervals 4 'along the lower aquifer and / or produced by oil to the formation 4 and water exit through the perforation intervals 4 ″ into the annulus 15 of the injection well 2, then the liquid level decreases in the annulus 15 and in the pipe string 10. At a certain point nt, when the level drops below a certain value, for example, below 50 meters, the flow of liquid (water) through the fluid pressure sensor 16 stops, which responds to this and gives a signal to the control panel (not shown in Fig.), which turns off the electric submersible pump 12 (see Fig.) and includes a device for downhole separation of oil and water 7.

При отключении электрического погружного насоса 12 всасывающий клапан 10' закрывается и исключает обратное поступление жидкости из верхнего продуктивного пласта 2.When you turn off the electric submersible pump 12, the suction valve 10 'closes and eliminates the return of fluid from the upper reservoir 2.

Устройство для внутрискважинного разделения нефти и воды 7 производит разделение продукции продуктивного пласта 3 на нефть и воду, при этом перекачивает нефть на поверхность по колонне труб 5 добывающей скважины 1, а воду сбрасывает в ближайший по разрезу нижний водоносный пласт и/или выработанный по нефти пласт 4, при этом электрический погружной насос 12 остается отключенным на время заполнения заколонного пространства 15 жидкостью из нижнего водоносного пласта и/или выработанного по нефти пласта 4, в который вода (пластовая вода продуктивного пласта 3), разделенная в устройстве для внутрискважинного разделения нефти и воды 7 по колонне труб попадет в межколонное пространство 9 ниже пакера 6, а оттуда она через интервалы перфорации 4′ задавливается в нижний водоносный пласт и/или выработанный по нефти пласт 4. Откуда через интервалы перфорации 4″ попадает в межколонное пространство 15, которое заполняется водой (пластовой водой) из водоносного пласта и/или выработанного по нефти пласта 4.A device for downhole separation of oil and water 7 separates the products of the productive formation 3 into oil and water, while pumping oil to the surface along the pipe string 5 of the producing well 1, and discharges water into the nearest lower aquifer and / or oil produced formation 4, while the electric submersible pump 12 remains off while filling the annular space 15 with liquid from the lower aquifer and / or oil-produced formation 4 into which water (produced water is productive 3), separated in the device for downhole separation of oil and water 7 along the pipe string, will enter the annular space 9 below the packer 6, and from there it will be pushed into the lower aquifer and / or oil-produced formation 4 through the intervals of perforation 4 ′ at intervals of perforation 4 ″ enters the annulus 15, which is filled with water (produced water) from the aquifer and / or reservoir 4 produced from oil.

В процессе заполнения заколонного пространства 15 жидкость через всасывающий клапан 10' начинает поступать снизу вверх в колонну труб 10. Когда уровень жидкости поднимется до приема электрического погружного насоса 12 и достигнет определенного значения напора, например 500 метров, датчик напора жидкости 16 подает сигнал на включение электрического погружного насоса 12 и отключение устройство для внутрискважинного разделения нефти и воды 7. Далее процесс повторяется как описано выше, т.е. начинается перекачка воды электрическим погружным насосом 12 из нижнего водоносного пласта и/или выработанного по нефти пласта 4 в верхний продуктивный пласт 3 нагнетательной скважины 2.In the process of filling the annular space 15, the liquid through the suction valve 10 'begins to flow from bottom to top into the pipe string 10. When the liquid level rises before receiving the electric submersible pump 12 and reaches a certain pressure value, for example 500 meters, the pressure sensor 16 sends a signal to turn on the electric submersible pump 12 and turning off the device for downhole separation of oil and water 7. The process is then repeated as described above, i.e. begins the pumping of water by an electric submersible pump 12 from the lower aquifer and / or oil-produced formation 4 into the upper producing formation 3 of the injection well 2.

При снижении приемистости продуктивного пласта 3 и/или снижении приемистости водоносного пласта и/или выработанного по нефти пласта 4 извлекают эксплуатационное оборудование и осуществляют гидравлический разрыв продуктивного и/или водоносного пласта и/или выработанного по нефти пласта 4 в добывающей 1 и нагнетательной 2 скважинах, через соответствующие интервалы перфорации 3′ и 3″ в продуктивного пласта 3 и интервалы перфорации 4′ и 4″ водоносного пласта и/или выработанного по нефти пласта 4. Гидравлический разрыв производят любым известным способом, например, способом гидравлического разрыва пласта в скважине (патент RU №2358100, МПК 8 E21B 43/26, опубл. в бюл. №16 от 10.06.2009 г.) или способом гидроразрыва пласта (патент РФ №2122633, МПК 8 E21B 43/27, опуб. 1998 г.).With a decrease in the injectivity of the productive formation 3 and / or a decrease in the injectivity of the aquifer and / or oil-produced formation 4, production equipment is removed and hydraulic fracturing of the productive and / or aquifer and / or oil-produced formation 4 is carried out in production 1 and injection 2 wells, at appropriate intervals of perforation 3 ′ and 3 ″ in the reservoir 3 and intervals of perforation 4 ′ and 4 ″ of the aquifer and / or oil reservoir 4. Hydraulic fracturing is carried out by any method, for example, by the method of hydraulic fracturing in a well (patent RU No. 2358100, IPC 8 E21B 43/26, published in Bulletin No. 16 of 06/10/2009) or by the method of hydraulic fracturing (RF patent No. 2122633, IPC 8 E21B 43/27, publ. 1998).

После чего в добывающую 1 и нагнетательную 2 скважины вновь спускают эксплуатационное оборудование (как показано на фигуре 2) и продолжают разработку многопластовой нефтяной залежи, как описано выше.After that, production equipment is again lowered into production 1 and injection 2 wells (as shown in figure 2) and the development of a multilayer oil reservoir is continued, as described above.

Предложенный способ разработки многопластовой нефтяной залежи позволяет снизить затраты на подъем продукции и ее последующее сепарирование за счет разделения нефти и воды в интервале перфорации продуктивного пласта добывающей скважины в интервале продуктивного пласта последующим подъемом нефти на поверхность и сбросом воды в ближайший нижний водоносный пласт и/или выработанный по нефти пласт, а наличие насоса в нагнетательной скважине позволяет принудительно перекачивать воду из нижнего пласта в верхний пласт не зависимо от энергии (пластового давления) пластаThe proposed method of developing a multilayer oil reservoir allows to reduce the cost of raising the product and its subsequent separation due to the separation of oil and water in the interval of perforation of the reservoir of the producing well in the interval of the reservoir by subsequent lifting of oil to the surface and discharge of water into the nearest lower aquifer and / or produced oil reservoir, and the presence of a pump in the injection well allows you to forcibly pump water from the lower reservoir to the upper reservoir, regardless of energy and (reservoir pressure) of the reservoir

Возможность проведения гидравлического разрыва пласта при осуществлении способа позволяет увеличить продолжительность реализации способа за счет возможности восстановления гидродинамических параметров пластов (пластового давления, приемистости). Кроме того, на 10-15% повышается эффективность вытеснения продукции из продуктивного пласта за счет использования в качестве вытесняющего агента отделенной воды из того же продуктивного пласта за счет той же минерализации.The ability to carry out hydraulic fracturing during the implementation of the method allows to increase the duration of the method due to the possibility of restoring the hydrodynamic parameters of the formations (reservoir pressure, injectivity). In addition, the efficiency of displacing products from the reservoir by 10-15% increases due to the use of separated water from the same reservoir as the displacing agent due to the same mineralization.

Claims (1)

Способ разработки нефтяной залежи, включающий внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт по нагнетательной скважине и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающую скважину, гидродинамически связанную с нагнетательной скважиной, отличающийся тем, что в интервале продуктивного пласта добывающей скважины устанавливают устройство для внутрискважинного разделения нефти и воды с возможностью подъема нефти на поверхность и сброса воды в ближайший по разрезу нижележащий водоносный пласт и/или выработанный по нефти пласт, а внутрискважинную перекачку воды в нагнетательной скважине из нижележащего водоносного пласта и/или выработанного нефтяного пласта в продуктивный пласт осуществляют с помощью насоса, обеспечивающего разработку продуктивного пласта, герметизируют устье нагнетательной скважины и запускают насос в работу, при этом при снижении напора воды на приеме насоса в нагнетательной скважине ниже определенного значения насос останавливают, а устройство для внутрискважинного разделения нефти и воды в добывающей скважине запускают в работу, при превышении напора воды на приеме насоса в нагнетательной скважине выше определенного значения напора насос включают в работу, а устройство для внутрискважинного разделения нефти и воды в добывающей скважине останавливают, при этом при ухудшении гидродинамической связи между добывающей и нагнетательной скважинами извлекают эксплуатационное оборудование, производят гидравлический разрыв продуктивного и/или водоносного пластов, после чего вновь спускают эксплуатационное оборудование и продолжают разработку многопластовой нефтяной залежи. A method for developing an oil reservoir, including downhole pumping of water from an underlying aquifer into an overlying reservoir through an injection well and taking oil from a reservoir through a production well hydrodynamically coupled to an injection well, characterized in that an apparatus for installing a downhole is installed in the interval of a producing reservoir of a producing well separation of oil and water with the possibility of lifting oil to the surface and discharging water into the nearest underlying section the informative reservoir and / or the oil-produced reservoir, and the downhole pumping of water in the injection well from the underlying aquifer and / or the produced oil reservoir into the reservoir is carried out using a pump that ensures the development of the reservoir, seal the mouth of the injection well and put the pump into operation, at the same time, when the pressure of the water at the intake of the pump in the injection well decreases below a certain value, the pump is stopped, and the device for downhole separation of oil and The wells in the production well are put into operation, when the water pressure at the pump inlet in the injection well exceeds a certain pressure value, the pump is put into operation, and the device for downhole separation of oil and water in the production well is stopped, and if the hydrodynamic connection between the production and injection worsens wells extract production equipment, produce a hydraulic fracture of the productive and / or aquifer, and then release production equipment again continue the development of multilayer oil reservoir.
RU2011151046/03A 2011-12-14 2011-12-14 Method to develop multizone oil reservoir RU2491418C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011151046/03A RU2491418C1 (en) 2011-12-14 2011-12-14 Method to develop multizone oil reservoir

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011151046/03A RU2491418C1 (en) 2011-12-14 2011-12-14 Method to develop multizone oil reservoir

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2011151046A RU2011151046A (en) 2013-06-20
RU2491418C1 true RU2491418C1 (en) 2013-08-27

Family

ID=48785160

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011151046/03A RU2491418C1 (en) 2011-12-14 2011-12-14 Method to develop multizone oil reservoir

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2491418C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106499370A (en) * 2016-08-22 2017-03-15 中国石油天然气股份有限公司 Well group synchronization dispensing divides each interval Liquid output computational methods of the separate-zone producer that adopts and device
CN111236919A (en) * 2020-02-27 2020-06-05 山东省地质科学研究院 Rock salt mine separate-layer mining pipe column and rock salt mine separate-layer mining method

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2211311C2 (en) * 2001-01-15 2003-08-27 ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" Method of simultaneous-separate development of several productive formations and well unit for method embodiment
RU2292453C2 (en) * 2005-02-24 2007-01-27 Александр Сергеевич Трофимов Method for extracting a formation of hydrocarbons
RU2303125C1 (en) * 2006-08-24 2007-07-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Multizone oil reservoir development method
RU2315863C2 (en) * 2005-12-06 2008-01-27 Александр Сергеевич Трофимов Method for multipay field survey and development
RU2338059C2 (en) * 2005-12-05 2008-11-10 Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" Method of development of multibed oil deposits

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2211311C2 (en) * 2001-01-15 2003-08-27 ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" Method of simultaneous-separate development of several productive formations and well unit for method embodiment
RU2292453C2 (en) * 2005-02-24 2007-01-27 Александр Сергеевич Трофимов Method for extracting a formation of hydrocarbons
RU2338059C2 (en) * 2005-12-05 2008-11-10 Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" Method of development of multibed oil deposits
RU2315863C2 (en) * 2005-12-06 2008-01-27 Александр Сергеевич Трофимов Method for multipay field survey and development
RU2303125C1 (en) * 2006-08-24 2007-07-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Multizone oil reservoir development method

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106499370A (en) * 2016-08-22 2017-03-15 中国石油天然气股份有限公司 Well group synchronization dispensing divides each interval Liquid output computational methods of the separate-zone producer that adopts and device
CN111236919A (en) * 2020-02-27 2020-06-05 山东省地质科学研究院 Rock salt mine separate-layer mining pipe column and rock salt mine separate-layer mining method
CN111236919B (en) * 2020-02-27 2020-11-10 山东省地质科学研究院 Rock salt mine separate-layer mining pipe column and rock salt mine separate-layer mining method

Also Published As

Publication number Publication date
RU2011151046A (en) 2013-06-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
AU753037B2 (en) Method and apparatus for increasing fluid recovery from a subterranean formation
CA2376701C (en) Gas recovery apparatus, method and cycle having a three chamber evacuation phase for improved natural gas production and down-hole liquid management
RU2328590C1 (en) Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants
CA2665035C (en) A method and apparatus for separating downhole oil and water and reinjecting separated water
RU2334867C1 (en) Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method
RU2394978C1 (en) Procedure for completion and operation of well
RU2296213C2 (en) Packer pumping plant for well formations operation
RU2447269C1 (en) Method to develop deposit with forced product offtake and device for its realisation
RU2491418C1 (en) Method to develop multizone oil reservoir
RU2564312C1 (en) Method of deposit hydraulic fracturing in well
RU2431737C1 (en) Procedure for development of oil-water deposit
RU2520315C2 (en) Dual production method from two beds in same well
RU2228433C2 (en) Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method
RU2418942C1 (en) Procedure for well development
RU2290497C1 (en) Oil extraction method
RU2290500C1 (en) Method for inter-well transit of liquid
RU2330936C2 (en) Method of lifting of fluid from well
RU2189433C2 (en) Method of recovery of well products and deep-well pumping devices for method embodiment (versions)
RU2011120072A (en) METHOD FOR VERTICALLY DIRECTED CRACK FORMATION IN PRODUCTIVE LAYER HYDRAULIC FRACTURE
RU2427705C1 (en) Well pumping unit for simultaneous separate development of two reservoirs in well
RU2425961C1 (en) Well operation method
RU2617761C2 (en) Method for operation of wells at later stages of development of oil and gas facility
US10436007B2 (en) Device for discharging liquids accumulated in a well
RU2729552C1 (en) Method of extracting gas from water-flooded gas bed
RU2505665C1 (en) Device for regulation of water cone in well

Legal Events

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

Effective date: 20181215