RU2512150C2 - Compound method for oil displacement out of bed by water-alternated-gas injection with use of well-head ejectors - Google Patents
Compound method for oil displacement out of bed by water-alternated-gas injection with use of well-head ejectors Download PDFInfo
- Publication number
- RU2512150C2 RU2512150C2 RU2012119326/03A RU2012119326A RU2512150C2 RU 2512150 C2 RU2512150 C2 RU 2512150C2 RU 2012119326/03 A RU2012119326/03 A RU 2012119326/03A RU 2012119326 A RU2012119326 A RU 2012119326A RU 2512150 C2 RU2512150 C2 RU 2512150C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- well
- gas
- water
- oil
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к методам повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти и газа в нагнетательных добывающих нефтяных и газовых скважинах как из терригенных, так и карбонатных коллекторов. Этот способ обеспечивает выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин с неоднородными, неравномерно вырабатываемыми пластами с наличием в них каналов с низкими фильтрационными сопротивлениями (НФС). Предлагаемое изобретение представляет совокупность физико-химического метода повышения нефтеотдачи, водогазового воздействия на пласт и увеличения интенсификации притока добывающих скважин.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to methods for increasing oil recovery and intensification of oil and gas production in injection producing oil and gas wells from both terrigenous and carbonate reservoirs. This method ensures that the injectivity profile of injection wells is aligned with heterogeneous, unevenly produced formations with channels with low filtration resistances (NFS) in them. The present invention provides a combination of a physicochemical method for enhancing oil recovery, water and gas stimulation of a formation, and increasing the intensification of inflow of producing wells.
В России сложилась критическая ситуация с коэффициентом извлечения нефти (далее КИН), который в 1960 г. был равен 51%, к 2000 г. уменьшился до 35%, а к настоящему времени снизился до 27-28%, что является одним из самых низких уровней в мировой практике. Кроме того, при разработке отечественных месторождений в последнее время все ярче проявляется проблема сжигания на промыслах попутного нефтяного газа (ПНГ). С учетом отечественного и зарубежного опыта, предложенный нами комбинированный способ закачки в нагнетательные скважины осадкогелеобразующих композиций с последующим водогазовым воздействием при использовании попутного газа добывающих скважин на кусту, позволит значительно повысить нефтеотдачу пластов неоднородных нефтяных залежей.A critical situation has arisen in Russia with the oil recovery coefficient (hereinafter referred to as CIN), which in 1960 was 51%, by 2000 it had decreased to 35%, and so far it had dropped to 27-28%, which is one of the lowest levels in world practice. In addition, during the development of domestic fields, the problem of burning associated petroleum gas (APG) in the fields has recently become more pronounced. Taking into account domestic and foreign experience, our proposed combined method of injecting sedimentation gel-forming compositions into injection wells with subsequent water-gas treatment using associated gas from producing wells on a wellbore will significantly increase the oil recovery of heterogeneous oil reservoirs.
Известен способ повышения нефтеотдачи пластов и регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий периодическую закачку в пласт водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц (см. патент РФ №2090746, кл. Е21В 43/22, 1997 г.). Способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи пластов за счет кольматации высокопроницаемых обводненных зон пласта. Недостатками способа являются низкая эффективность разработки месторождений с зональной неоднородностью и месторождений нефти с повышенной вязкостью, что обусловлено малой глубиной фильтрации дисперсных частиц в объем пласта и низкой вязкостью закачиваемого раствора полимера. Основным недостатком способа является то, что для трудноизвлекаемых пластов с ярко выраженной неоднородностью с искусственными или естественными трещинами необходима закачка больших объемов оторочек раствора полимера и суспензии дисперсных частиц, к тому же, при малейшем отклонении от технологии происходит осаждение глинистых частиц на забой скважины. Способ малоэффективен из-за недостаточного увеличения остаточного фактора сопротивления в трещиноватых зонах пласта, поэтому результат кратковременный с низким коэффициентом нефтеотдачи, низким коэффициентом вытеснения. Для дополнительного вытеснения остаточной нефти в этом способе не применяется водогазовое воздействие и не используются способы утилизации попутного газа.There is a method of increasing oil recovery and regulating the development of oil fields by water flooding, including periodic injection into the formation of an aqueous polymer solution and a suspension of dispersed particles (see RF patent No. 2090746, CL EV 43/22, 1997). The method provides increased oil recovery due to the mudding of highly permeable flooded zones of the formation. The disadvantages of the method are the low efficiency of the development of deposits with zonal heterogeneity and oil fields with high viscosity, which is due to the small depth of filtration of dispersed particles into the reservoir volume and low viscosity of the injected polymer solution. The main disadvantage of this method is that for hard-to-recover formations with a pronounced heterogeneity with artificial or natural fractures, it is necessary to pump large volumes of the edges of the polymer solution and suspension of dispersed particles, in addition, with the slightest deviation from the technology, clay particles are deposited on the bottom of the well. The method is ineffective due to the insufficient increase in the residual resistance factor in the fractured zones of the formation, therefore, the result is short-term with a low oil recovery coefficient and a low displacement coefficient. For additional displacement of residual oil, this method does not use water-gas treatment and does not use methods for utilization of associated gas.
Известен также способ утилизации попутного газа с созданием разрежения в затрубном пространстве добывающей скважины, оборудованной УЭЦН. Применяется комбинированная схема с установкой струйного насоса-эжектора на устье скважины, в коллекторе фонтанной арматуры после обратного клапана в разгрузочной струне фонтанной арматуры (Устройство для эксплуатации скважин. Полезная модель RU 50596 U1. Автор Михеев П.Е. Заявка №2005121484/22 от 11.07.2005 г.).There is also known a method of utilization of associated gas with the creation of rarefaction in the annular space of a producing well equipped with ESP. A combined scheme is used with the installation of a jet ejector pump at the wellhead, in the fountain valve collector after the check valve in the discharge string of the fountain valve (Device for operating wells. Utility model RU 50596 U1. Author Mikheev P.E. Application No. 2005121484/22 of 11.07 .2005).
Основой в рассматриваемом способе Михеева П.Е. является создание разрежения в затрубном пространстве энергией с помощью струйного насоса-эжектора, устанавливаемого в приемном коллекторе фонтанной арматуры после обратного клапана в разгрузочной струне фонтанной арматуры. При работе УЭЦН скважинная жидкость на устье, протекая через струйный насос, создает разрежение, которое через открытую задвижку отсасывает часть газа из затрубного пространства скважины. Разрежение в затрубном пространстве скважины позволяет увеличить выход газа из скважинной жидкости и отбор его от сепаратора насоса, что улучшает условия всасывания и увеличивает приток скважинной жидкости из пласта, что в целом повышает КПД насосной установки. Этот способ является эффективным техническим решением при эксплуатации скважин УЭЦН с применением эжектора для отбора газа из затрубного пространства с этой же скважины. К тому же, для создания необходимого разрежения в затрубном пространстве требуется создавать на эжекторе высокие скорости жидкости и перепады давлений, а любое штуцирование на устье приводит к увеличению нагрузок на ПЭД и снижению наработки насоса. Основной недостаток способа в том, что он не является методом повышения нефтеотдачи, а методом интенсификации притока и оптимизации добычи одиночных добывающих скважин. Здесь нет воздействия на пласт осадкогелеобразующими композициями, водогазовыми смесями, нет утилизации попутного газа, нет увеличения коэффициента вытеснения и охвата по неоднородному пласту.The basis in this method, Mikheev P.E. is the creation of rarefaction in the annulus with energy using a jet pump-ejector installed in the receiving manifold of the fountain valves after the check valve in the discharge string of the fountain valves. During the operation of the ESP, the well fluid at the wellhead, flowing through the jet pump, creates a vacuum, which, through an open valve, sucks part of the gas from the annulus of the well. The rarefaction in the annulus of the well allows you to increase the gas output from the well fluid and its selection from the pump separator, which improves the suction conditions and increases the flow of well fluid from the reservoir, which generally increases the efficiency of the pump unit. This method is an effective technical solution for the operation of ESP wells using an ejector to select gas from the annulus from the same well. In addition, to create the necessary vacuum in the annulus, it is required to create high fluid velocities and pressure drops on the ejector, and any fitting at the mouth leads to an increase in the loads on the SEM and a decrease in the pump life. The main disadvantage of this method is that it is not a method of increasing oil recovery, but a method of intensifying inflow and optimizing the production of single producing wells. There is no impact on the formation by sediment-forming compositions, water-gas mixtures, there is no associated gas utilization, there is no increase in the displacement and coverage coefficient over the heterogeneous formation.
Известен также способ вытеснения нефти из пласта (патент №2170814, Е21В 43/20, номер заявки: 99121601/03. Дата публикации: 20.07.2001. Авторы: Романов Г.В.; Хисамов Р.С.; Муслимов Р.Х.). Из всех рассмотренных способов этот является наиболее близким техническим решением, аналогом и прототипом для предлагаемого нами способа повышения нефтеотдачи пластов неоднородных нефтяных залежей. По этому способу закачивают воду по затрубному пространству нагнетательной скважины и газа по ее насосно-компрессорным трубам. На забое скважины образуют эжектированием водогазовую смесь. Вытесняют нефть к добывающим скважинам. Эжекторное устройство устанавливают на забое нагнетательной скважины и с обратным клапаном в месте ввода газа в эжекторное устройство. Линию насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины связывают и определяют с затрубным пространством добывающих скважин для утилизации их попутного газа. В нагнетательную скважину периодически добавляют поверхностно-активное вещество с концентрацией 0,5-1,1%. После срабатывания обратного клапана эжекторного устройства проводят кислотную обработку пласта с использованием растворов кислот, образующих водорастворимые соли при контакте с карбонатным скелетом породы. Несмотря на оригинальность решений этот способ имеет ряд недостатков. Недостатком указанного способа является то, что эжектор находится на забое нагнетательной скважины и для устранения любых неисправностей требуется ремонт скважины с пуско-подъемными операциями. Сложность обслуживания и невозможность регулировать работу эжектора, нет возможности контроля за расходом жидкости и давлением. Закачка воды производится по затрубному пространству при ограниченном давлении не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны, это ограничивает подбор кандидатов скважин. Закачка воды по затрубному пространству создает опасность нарушения эксплуатационной колонны, ускоряет процесс коррозии, снижается надежность герметичности. При этом способе не предусматривается закачка осадкогелеобразующих композиций при неоднородных пластах с естественной и исскуственной трещиноватостью, соответственно, будет ниже коэффициент нефтеотдачи.There is also a method of displacing oil from the reservoir (patent No. 2170814, ЕВВ 43/20, application number: 99121601/03. Date of publication: July 20, 2001. Authors: Romanov GV; Khisamov RS; Muslimov R.Kh. ) Of all the considered methods, this is the closest technical solution, analogue and prototype for our proposed method of enhancing oil recovery in heterogeneous oil reservoirs. According to this method, water is pumped through the annulus of the injection well and gas through its tubing. At the bottom of the well, a water-gas mixture is formed by ejection. Extrude oil to production wells. The ejector device is installed on the bottom of the injection well and with a check valve in the place of gas entry into the ejector device. The line of the tubing of the injection well is connected and determined with the annulus of the producing wells for utilization of their associated gas. A surfactant with a concentration of 0.5-1.1% is periodically added to the injection well. After the check valve of the ejector device is activated, the formation is acidified using acid solutions that form water-soluble salts in contact with the carbonate skeleton of the rock. Despite the originality of the solutions, this method has several disadvantages. The disadvantage of this method is that the ejector is located at the bottom of the injection well and to eliminate any malfunctions, repair of the well with start-up operations is required. The complexity of the service and the inability to regulate the operation of the ejector, there is no way to control the flow of fluid and pressure. Water is pumped through the annulus with a limited pressure not higher than the pressure of the test casing, this limits the selection of candidates for wells. Injection of water through the annulus creates a risk of disruption of the production string, accelerates the corrosion process, and reduces the reliability of tightness. This method does not provide for the injection of sediment-forming compositions in heterogeneous formations with natural and artificial fractures, respectively, the oil recovery coefficient will be lower.
В отличие от прототипа технический результат заявляемого технического решения заключается в выравнивании профиля приемистости нагнетательных скважин предварительной закачкой осадкогелеобразующих композиций с блокированием промытых высокопроницаемых каналов, последующей закачкой и продавкой через устьевой эжектор водогазовой смеси с дополнительным довытеснением остаточной нефти. Попутный газ для водогазовой смеси забирается с помощью струйного насоса-эжектора с затрубья добывающих скважин на кусту. При этом способе одновременно решается проблема сохранения, утилизация ресурсов попутного газа с добывающих скважин и увеличение нефтеотдачи пластов.In contrast to the prototype, the technical result of the claimed technical solution consists in leveling the injectivity profile of injection wells by preliminary injection of sedimentation gel-forming compositions with blocking of washed high-permeability channels, subsequent injection and sale of a water-gas mixture through a wellhead ejector with additional extrusion of residual oil. Associated gas for the water-gas mixture is taken using a jet pump-ejector from the annulus of production wells on the bush. With this method, the problem of conservation, utilization of associated gas resources from production wells and increased oil recovery are simultaneously solved.
Технический результат достигается тем, что в комплексном способе вытеснения нефти из пласта водогазовым воздействием с применением устьевых эжекторов на линии инжекции нагнетательной скважины, связанной с затрубным пространством добывающей скважины или группы добывающих скважин на их кусте, устанавливают с заданным соотношением размеров сопла и диффузора устьевой эжектор, через который в трубное пространство насосно-компрессорных труб предварительно закачивают осадкообразующий состав, а затем воду для инжекции попутного газа и образования водогазовой смеси, при этом снижают давление в затрубном пространстве добывающей скважины. В качестве осадкогелеобразующих композиций можно применять составы на водной основе - силикат натрия или полимеры, вязкоупругие, или гелеобразующие, или осадкообразующие составы. Кроме того, ревизию или техническое обслуживание устьевого эжектора производят без подъема подземного оборудования и привлечения ремонтных бригад. При необходимости используют гидродинамические методы регулирования закачки, циклическое нестационарное заводнение, а закачку химических растворов, кислот, растворителей производят через лубрикаторную задвижку.The technical result is achieved by the fact that in a comprehensive method of displacing oil from a reservoir by water-gas treatment using wellhead ejectors on an injection well injection line associated with the annulus of a producing well or group of producing wells on their wellbore, a wellhead ejector is set with a given ratio of nozzle and diffuser sizes, through which sediment-forming composition is preliminarily pumped into the tubing space of the tubing, and then water for injection of associated gas and azovaniya water-gas mixture, the lower the pressure in the annulus of the production well. As precipitating gel-forming compositions, water-based compositions can be used — sodium silicate or polymers, viscoelastic, or gel-forming, or sediment-forming compositions. In addition, the inspection or maintenance of the wellhead ejector is carried out without lifting the underground equipment and involving repair crews. If necessary, use hydrodynamic methods for regulating the injection, cyclic unsteady flooding, and the injection of chemical solutions, acids, solvents is carried out through a lubricator valve.
В заявляемом способе одновременно производится выравнивание приемистости нагнетательной скважины с последующим увеличением нефтеотдачи и увеличением продуктивности добывающих с последующей интенсификацией притока. Для повышения нефтеотдачи с выравниванием профиля приемистости закачиваются в пласт последовательно осадкогелеобразующие составы и затем через устьевой струйный насос-эжектор водогазовая смесь. Закачка через эжектор в нагнетательной скважине осадкогелеобразующих составов и водогазовой смеси производится в трубное пространство, через насосно-компрессорные трубы в пласт, эксплутационная колонна защищена пакером. Устьевым эжектором для водогазовой смеси используется попутный газ с затрубья не только одной выбранной скважины с УЭЦН, УШГН, но и от группы скважин на кусту. Снижение затрубного давления по группе скважин на кусту приводит к снижению коллекторного давления на нефтесборе, и, как следствие, это ведет к увеличению дебитов этих скважин. Осадкогелеобразующие составы являются более стойкими к размыву и разрушению от температур, надежно блокируют промытые каналы и трещины, оставаясь подвижными, участвуют в вытеснении остаточной нефти. Для увеличения приемистости, спуска приборов для ГИС при закачке химических растворов, кислот, растворителей не требуется изменение устьевой обвязки и демонтаж эжектора, все работы можно производить через лубрикаторную задвижку.In the inventive method, the injectivity of the injection well is simultaneously equalized, followed by an increase in oil recovery and an increase in the productivity of the producers, followed by intensification of the inflow. In order to increase oil recovery with equalizing the injectivity profile, sequentially sediment-forming compounds are pumped into the formation and then, through the wellhead jet pump-ejector, the gas-water mixture. The injection of sediment-forming compounds and water-gas mixture through an ejector in an injection well is carried out into the pipe space, through tubing into the formation, the production string is protected by a packer. The wellhead gas ejector for the gas-water mixture uses associated gas from the annulus of not only one selected well from the ESP, USHGN, but also from a group of wells on the well. The decrease in annular pressure over a group of wells on the well leads to a decrease in reservoir pressure at the oil gathering, and, as a result, this leads to an increase in the flow rates of these wells. Sedimentary gel-forming compositions are more resistant to erosion and destruction from temperatures, reliably block washed channels and cracks, while remaining mobile, participate in the displacement of residual oil. To increase the throttle response, the descent of GIS instruments during the injection of chemical solutions, acids, and solvents, it is not necessary to change the wellhead piping and dismantle the ejector; all work can be done through a lubricator valve.
На чертеже представлена схема обвязки нагнетательной скважины с устьевым эжектором и затрубным пространством добывающей скважины, цифрами обозначены: 1 - лубрикаторная задвижка; 2 - манометр; 3 - буферная задвижка; 4 - манифольдная задвижка; 5 - струйный насос-эжектор; 6 - центральная задвижка; 7 - затрубная задвижка; 8 - линия инжекции затрубного газа; 9 - кабель КРБК с кабельным вводом; 10 - штуцер; 11 - обратный клапан; 12 - патрубок эхолотирования затрубного пространства добывающей скважины; 13 - затрубная задвижка добывающей скважины; 14 - вентиль на газовой линии.The drawing shows a diagram of the strapping of the injection well with the wellhead ejector and the annular space of the producing well, the numbers indicate: 1 - lubricator valve; 2 - pressure gauge; 3 - buffer valve; 4 - manifold valve; 5 - jet pump-ejector; 6 - central valve; 7 - annular valve; 8 - annular gas injection line; 9 - cable КРБК with cable entry; 10 - fitting; 11 - check valve; 12 - pipe echo sounder annulus of the producing well; 13 - annular valve of a producing well; 14 - valve on the gas line.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Струйный насос-эжектор устанавливают на линии нагнетания устьевой фонтанной арматуры нагнетательной скважины. Эжектор представляет собой скважинное устройство, наружный диаметр которого не превышает 0,1 м, общая длина не более 0,4 м, все узлы и детали размещены внутри корпуса, имеют стандартные трубные резьбы и муфты. Предварительно производят последовательную закачку осадкогелеобразующих композиций в нагнетательную скважину для выравнивания профиля приемистости. Затем производят продавку водой через эжектор с созданием разрежения в газоотводной линии от затрубъя добывающих скважин. Затрубный газ со скважин забирают с помощью струйного насоса-эжектора, смешивают с водой и закачивают в пласт. Последующая закачка и продавка через устьевой эжектор водогазовой смеси производит дополнительное вытеснение остаточной нефти.The jet ejector pump is installed on the discharge line of the wellhead fountain fittings of the injection well. The ejector is a downhole device, the outer diameter of which does not exceed 0.1 m, the total length is not more than 0.4 m, all components and parts are placed inside the body, have standard pipe threads and couplings. Preliminary make sequential injection of sedimentation gel-forming compositions into the injection well to align the injectivity profile. Then, water is forced through the ejector to create a vacuum in the gas line from the annulus of the producing wells. Annular gas from wells is taken using a jet ejector pump, mixed with water and pumped into the reservoir. Subsequent injection and delivery through the wellhead ejector of the water-gas mixture additionally displaces the residual oil.
В качестве осадкогелеобразующих композиций могут быть использованы составы на водной основе - силикат натрия или полимеры или вязкоупругие, или гелеобразующие, или осадкообразующие системы. Осадкогелеобразующие составы являются более стойкими к размыву и разрушению от температур, надежно блокируют промытые каналы и трещины, оставаясь подвижными, участвуют в вытеснении остаточной нефти. Количество газа попутного и концентрация его в смеси воды зависит от приемистости скважины и давления закачки. Для доказательства соответствия заявленного изобретения приводим конкретные примеры практического опробирования способа. Работы проведены на месторождениях Западной Сибири: на Самотлорском и Орехово-Ермаковском.Water-based formulations — sodium silicate or polymers or viscoelastic, or gel-forming, or precipitate-forming systems can be used as precipitating gel-forming compositions. Sedimentary gel-forming compositions are more resistant to erosion and destruction from temperatures, reliably block washed channels and cracks, while remaining mobile, participate in the displacement of residual oil. The amount of associated gas and its concentration in the water mixture depends on the injectivity of the well and the injection pressure. To prove the conformity of the claimed invention, we give specific examples of practical testing of the method. The work was carried out in the fields of Western Siberia: Samotlor and Orekhovo-Ermakovsky.
Пример 1. Практическое применение предлагаемого способа произведено на кусту 1241 Самотлорского месторождения. Устьевой струйный насос-эжектор был установлен на устье нагнетательной скважины 31314 вместо устьевого штуцера. Для инжекции затрубного газа выбрана скважина, оборудованная УЭЦН 37139, продуктивный пласт АВ1-2. Скважина 31314 до эксперимента имела приемистость 250 м3/сут при диаметре шт. 3,5 мм, при Рнаг=9,7 МПа, до штуцера и после него 5,0 МПа. Скважина 37139 работала с параметрами Ндин=1400 м, дебит 60 м3/сут, затрубное давление 1,6 МПа. После эжектора на устье нагнетательной скважины, с линии инжекции через обратный клапан произвели линию обвязки на затрубное пространство скважины 37139. Устьевая обвязка скважин 31314 и 37139 для ВГВ. В эжектор установили сопло и диффузор в соотношении 3,7×5,6 и запустили скважины в работу. В результате закачки воды через устьевой эжектор приемистость скважины стала 220 м3/сут, давление на входе - 10 МПа, после - 4 МПа. Затрубное давление скважины 37139 снизилось с 1,6 МПа до 0,5 МПа. Динамический уровень в скважине увеличился на 200 метров, увеличился дебит на 15 м3/сут, и общее количество инжектируемого газа составляло в пределах 1500 м3/сут. Результаты практического испытания подтвердили эффективность и работоспособность предлагаемого способа.Example 1. Practical application of the proposed method is made on a bush 1241 Samotlor field. The wellhead jet pump-ejector was installed at the mouth of the injection well 31314 instead of the wellhead fitting. For injection of annulus gas, a well equipped with ESP 37139, productive formation AB1-2 was selected. Well 31314 before the experiment had an injection rate of 250 m 3 / day with a diameter of pcs. 3.5 mm, with Rnag = 9.7 MPa, before and after the nozzle 5.0 MPa. Well 37139 worked with parameters Ndin = 1400 m, flow rate 60 m 3 / day, annular pressure 1.6 MPa. After the ejector at the mouth of the injection well, from the injection line through the non-return valve, a piping line was drawn to the annulus of the well 37139. Wellhead piping 31314 and 37139 for HBV. A nozzle and a diffuser were installed in the ejector in the ratio of 3.7 × 5.6 and the wells were put into operation. As a result of water injection through the wellhead ejector, the injectivity of the well became 220 m 3 / day, inlet pressure - 10 MPa, after - 4 MPa. The annular pressure of well 37139 decreased from 1.6 MPa to 0.5 MPa. The dynamic level in the well increased by 200 meters, the flow rate increased by 15 m 3 / day, and the total amount of injected gas was in the range of 1,500 m 3 / day. The results of a practical test confirmed the effectiveness and efficiency of the proposed method.
Пример 2. Следующие испытания прошли на Орехово-Ермаковском месторождении в нагнетательной скважине 574 и добывающей 2400. По промысловым данным по добывающей скважине 2400 за счет использования струйного насоса-эжектора давление в затрубном пространстве снизилось с 2,2 МПа до 0,2 МПа, увеличился дебит жидкости с 80 м3/сут до 114 м3/сут, увеличилась добыча нефти с 14 т/сут до 18 т/сут при динамическом уровне 1300 метров. За период испытаний на скважинах с мая по ноябрь 2011 г. эффективность не изменилась, особых осложнений и гидратообразований на линии инжекции не установлено. Успешность предложенной технологии по утилизации попутного газа из затрубного пространства скважин с последующей закачкой ВГС в нагнетательные скважины с устьевым струйным насосом-эжектором подтверждена на примере двух скважин.Example 2. The following tests were conducted at the Orekhovo-Ermakovskoye field in injection well 574 and production 2400. According to field data on production well 2400 due to the use of a jet ejector pump, the pressure in the annulus decreased from 2.2 MPa to 0.2 MPa, increased fluid flow rate from 80 m 3 / day to 114 m 3 / day; oil production increased from 14 t / day to 18 t / day at a dynamic level of 1300 meters. For the period of testing at wells from May to November 2011, the efficiency has not changed, there are no particular complications and hydrate formation on the injection line. The success of the proposed technology for the utilization of associated gas from the annulus of the wells, followed by the injection of HCV into injection wells with a wellhead jet ejector pump, is confirmed by the example of two wells.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012119326/03A RU2512150C2 (en) | 2012-05-11 | 2012-05-11 | Compound method for oil displacement out of bed by water-alternated-gas injection with use of well-head ejectors |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012119326/03A RU2512150C2 (en) | 2012-05-11 | 2012-05-11 | Compound method for oil displacement out of bed by water-alternated-gas injection with use of well-head ejectors |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012119326A RU2012119326A (en) | 2013-11-20 |
| RU2512150C2 true RU2512150C2 (en) | 2014-04-10 |
Family
ID=49555005
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012119326/03A RU2512150C2 (en) | 2012-05-11 | 2012-05-11 | Compound method for oil displacement out of bed by water-alternated-gas injection with use of well-head ejectors |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2512150C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108222898A (en) * | 2017-12-05 | 2018-06-29 | 华南理工大学 | A kind of device and method of efficiently determining viscous crude thermal decomposition product distribution |
| RU2728753C1 (en) * | 2019-12-20 | 2020-07-30 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Method for development of oil fringe of oil-and-gas deposit of bottom type |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2072033C1 (en) * | 1994-04-26 | 1997-01-20 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Method for after-exploitation oil deposit |
| RU2078200C1 (en) * | 1994-03-04 | 1997-04-27 | Валерий Петрович Дыбленко | Method for development of oil formation |
| US6026901A (en) * | 1998-06-01 | 2000-02-22 | Atlantic Richfield Company | Method and system for separating and injecting gas in a wellbore |
| RU2175718C2 (en) * | 1997-04-28 | 2001-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Ойл-Инжиниринг" | Equipment to treat face zone of pool and hydrodynamic generator of flow rate variations for it |
| RU2349742C1 (en) * | 2007-12-27 | 2009-03-20 | Некоммерческое партнерство "Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи" (НП "ИСИПН") | Method of oil deposit development |
-
2012
- 2012-05-11 RU RU2012119326/03A patent/RU2512150C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2078200C1 (en) * | 1994-03-04 | 1997-04-27 | Валерий Петрович Дыбленко | Method for development of oil formation |
| RU2072033C1 (en) * | 1994-04-26 | 1997-01-20 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Method for after-exploitation oil deposit |
| RU2175718C2 (en) * | 1997-04-28 | 2001-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Ойл-Инжиниринг" | Equipment to treat face zone of pool and hydrodynamic generator of flow rate variations for it |
| US6026901A (en) * | 1998-06-01 | 2000-02-22 | Atlantic Richfield Company | Method and system for separating and injecting gas in a wellbore |
| RU2349742C1 (en) * | 2007-12-27 | 2009-03-20 | Некоммерческое партнерство "Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи" (НП "ИСИПН") | Method of oil deposit development |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108222898A (en) * | 2017-12-05 | 2018-06-29 | 华南理工大学 | A kind of device and method of efficiently determining viscous crude thermal decomposition product distribution |
| CN108222898B (en) * | 2017-12-05 | 2021-06-08 | 华南理工大学 | Device and method for efficiently determining distribution of thick oil pyrolysis products |
| RU2728753C1 (en) * | 2019-12-20 | 2020-07-30 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Method for development of oil fringe of oil-and-gas deposit of bottom type |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2012119326A (en) | 2013-11-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106223922B (en) | Shale gas horizontal well proppant intra-seam shielding temporary plugging staged fracturing process | |
| CN110761765B (en) | Volume fracturing method for activating natural fracture in large range | |
| WO2016000090A1 (en) | Oil extraction method of suppressing escape in co2 flooding process in low-permeability fractured oil reservoir by means of two-stage plugging | |
| RU2544343C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water | |
| US20220098955A1 (en) | Method for filling oil-gas well of fractured oil-gas reservoir with isolation particles to reduce water and increase oil production | |
| CN207093047U (en) | A kind of negative pressure gas-lift production tubing string | |
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| CN103643931A (en) | Completion and fracture integrated pipe column of offshore openhole horizontal well and construction method of pipe column | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
| CN203729968U (en) | Simulation structure for bottom water control | |
| RU2512150C2 (en) | Compound method for oil displacement out of bed by water-alternated-gas injection with use of well-head ejectors | |
| CN204877416U (en) | High temperature high pressure multiple fracturing instrument | |
| CN106593387A (en) | Sectional multi-cluster fracturing method of horizontal well | |
| CN103470233B (en) | A kind of heavy crude reservoir natural gas huff and puff oil recovery process system and oil production method | |
| RU2459072C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of low-permeable formation of injection well | |
| CN105089567B (en) | Deep-well is adjustable low density flow quick fluid-discharge formation testing device and its operational method | |
| RU2438008C1 (en) | Procedure for simultaneous operation of several objects in producer and device for its implementation | |
| CN201835785U (en) | Oil-water well device capable of automatically controlling pressure relief and liquid discharge as well as pumping discharged liquid to production pipeline | |
| RU2418942C1 (en) | Procedure for well development | |
| CN105781506B (en) | A kind of method of oil well delamination water filling | |
| CN112814641A (en) | Fracturing method of reservoir | |
| RU2547860C1 (en) | Method of development of oil deposits | |
| RU2519262C1 (en) | Method of formation isolation with cement-silicate mud | |
| RU2465442C1 (en) | Method of lifting water from wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160512 |