RU2544207C1

RU2544207C1 - Development of oil seam by horizontal multihole wells

Info

Publication number: RU2544207C1
Application number: RU2014107805/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Вадим Валерьевич Ахметгареев; Ильгам Гарифзянович Газизов; Игорь Владимирович Волков; Рустам Хамзович Ахмадуллин; Виталий Владимирович Емельянов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2014-03-03
Filing date: 2014-03-03
Publication date: 2015-03-10

Abstract

FIELD: oil-and-gas industry.

SUBSTANCE: drilling of new wells or selection of drilled wells is executed. Several pumps are lowered in the well. Note here that in terrigenous or carbonate bed oil afflux to every productive well horizontal hole is predefined. Horizontal boreholes that differ in oil yield by 20% and more are selected. Pumps are lowered on parallel strings in horizontal borehole in length smaller than 300 m. Pumps are lowered on parallel strings in horizontal borehole in length over 300 m. Spacing between pumps does no 30 m. Every horizontal borehole is arbitrarily divided into three sequential sections. Pumps with output 2-10 times higher than that of pumps in section at horizontal borehole end are lowered at the central section.

EFFECT: accelerated oil extraction, uniform development, higher bed oil yield.

2 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многозабойными горизонтальными скважинами неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of multilateral horizontal wells of heterogeneous terrigenous or carbonate reservoirs.

Известен способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин, включающий спуск в скважину, по крайней мере, одной колонны труб с постоянным или переменным диаметром и открытым или заглушенным нижним концом, оснащенной между пластами или выше и между пластами, одним или несколькими пакерами для разобщения пластов и регулирующим устройством для управления дебитом флюида при добыче, при этом в скважине на уровне ее пласта оснащают колонну труб или регулирующее устройство измерительным преобразователем для передачи информации по замерам на поверхность скважины и определения технологических параметров флюида при добыче, для чего спускают в скважину снаружи или внутри колонны труб кабель или импульсную трубку и связывают с измерительным преобразователем или регулирующим устройством, или как с измерительным преобразователем, так и с регулирующим устройством, выполненными съемного типа, причем после монтажа устья скважины добывают флюид, направляя его через регулирующее устройство и измерительный преобразователь, получают на устье информацию по замеру от измерительного преобразователя и определяют технологические параметры флюида для пластов, а при их отличии от проектного значения изменяют пропускное сечение регулирующего устройства до достижения проектного значения технологических параметров для каждого из пластов. Причем в измерительный преобразователь устанавливают интерфейс для сохранения информации о замеренных технологических параметрах. Измерительный преобразователь устанавливают в виде датчика давления или перепада давления, температуры или перепада температуры, или расходомера, или объемного, или массового дебитомера. Регулирующее устройство выполняют в виде электрического или электромагнитного, или импульсного клапана с запорным элементом, степенью открытия которого управляют с поверхности скважины путем подачи сигнала или импульса через кабель или импульсную трубку. Для реализации способа используют устройство, состоящее из колонны труб, оснащенных одним или несколькими пакерами, одним или несколькими регулирующими устройствами, причем колонну труб или регулирующее устройство оснащают измерительным преобразователем с интерфейсом, кабелем или импульсной трубкой (патент РФ 2313659, кл. Е21В 43/14, опубл. 27.12.2007).The known method of simultaneous and separate operation of multilayer wells, including the descent into the well of at least one pipe string with a constant or variable diameter and an open or drowned lower end, equipped between layers or above and between layers, one or more packers for separation of layers and a control device for controlling fluid flow rate during production, while in the well at the level of its formation, a pipe string or control device is equipped with a measuring transducer for transmitting information measurement of the surface of the well and determination of the technological parameters of the fluid during production, for which a cable or impulse tube is lowered into the well outside or inside the pipe string and connected to a measuring transducer or regulating device, or both to a measuring transducer and to a regulating device made removable type, and after installation of the wellhead, fluid is produced, directing it through the regulating device and the measuring transducer, information on measuring t of the measuring transducer and determine the technological parameters of the fluid for the formations, and if they differ from the design value, the throughput section of the control device is changed until the design value of the technological parameters for each of the formations is reached. Moreover, an interface is installed in the measuring transducer for storing information about the measured technological parameters. The measuring transducer is installed in the form of a pressure sensor or differential pressure, temperature or temperature differential, or a flow meter, or volumetric, or mass flow meter. The control device is made in the form of an electric or electromagnetic, or pulse valve with a shut-off element, the degree of opening of which is controlled from the surface of the well by supplying a signal or pulse through a cable or pulse tube. To implement the method, a device is used, consisting of a pipe string equipped with one or more packers, one or more control devices, the pipe string or control device is equipped with a measuring transducer with an interface, cable or impulse tube (RF patent 2313659, class Е21В 43/14 published on 12/27/2007).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разобщения и управления выработкой запасов, дренируемых горизонтальной скважиной, включающий спуск в скважину колонны труб с кабелем, регулирующими устройствами в виде электрических клапанов, измерительными датчиками давления и температуры и с одним или несколькими пакерами, разобщающими внутрискважинное пространство. Применяют датчики, информацию с которых подают на блок измерения, установленный на устье скважины. Сигналы на открывание и закрывание регулирующих устройств подают по кабелю с устьевого блока управления. Подъем продукции на поверхность осуществляют насосом по внутритрубному пространству. Согласно изобретению скважину строят с горизонтальным участком, проходящим по пласту с различными зонами проницаемости. Пакеры устанавливают в горизонтальном участке скважины, разделяя зоны пласта с различной проницаемостью. Внутритрубное пространство разобщают заглушкой, выше которой размещают друг над другом верхнее и нижнее регулирующие устройства, размещенные в вертикальном стволе и оснащенные измерительными датчиками. Зоны с одинаковой или близкой проницаемостью сообщают между собой, группируя в два потока, сообщенные с внутрискважинным пространством и входом верхнего регулирующего устройства или внутритрубным пространством и входом нижнего регулирующего устройства. Выходы регулирующих устройств сообщены с входом насоса, а величину открывания регулирующих устройств производят с частотным разделением по одному кабелю, по которому производят и снятие параметров с измерительных датчиков, по показаниям которых определяют величину открывания каждого из регулирующих устройств. Каждое регулирующее устройство выполнено в виде размещенных в корпусе электродвигателя с редуктором, вращающий вал которых соединен посредством соединения «винт-гайка» с толкателем и клапаном, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия с седлом, ниже которого размещен стакан с входом в виде каналов, в котором размещена компенсационная камера с эластичными стенками, заполненная смазочной жидкостью и сообщенная с внутренним пространством толкателя и герметизированным пространством, расположенным выше толкателя (Патент РФ №2488686, опубл. 27.07.2013 - прототип).Closest to the technical essence of the proposed method is a method of separation and management of the development of reserves drained by a horizontal well, including the descent into the well of a pipe string with a cable, control devices in the form of electric valves, pressure and temperature measuring sensors and with one or more packers that disconnect the downhole space. Sensors are used, the information from which is fed to a measurement unit installed at the wellhead. The signals for opening and closing the control devices are fed by cable from the wellhead control unit. The rise of products to the surface is carried out by a pump along the in-tube space. According to the invention, a well is built with a horizontal section extending over the formation with different zones of permeability. Packers are installed in a horizontal section of the well, dividing formation zones with different permeabilities. The inner tube space is separated by a plug, above which upper and lower control devices are placed one above the other, placed in a vertical barrel and equipped with measuring sensors. Zones with the same or similar permeability communicate with each other, grouping in two streams communicated with the downhole space and the input of the upper control device or the in-pipe space and the input of the lower control device. The outputs of the regulating devices are communicated with the pump inlet, and the magnitude of the opening of the regulating devices is frequency-separated by one cable, through which the parameters are taken from the measuring sensors, the readings of which determine the opening value of each of the regulating devices. Each regulating device is made in the form of an electric motor located in the motor housing with a gearbox, the rotary shaft of which is connected by means of a screw-nut connection with a pusher and a valve made with the possibility of tight interaction with the seat, below which there is a glass with an entrance in the form of channels, in which compensation chamber with elastic walls filled with lubricant and communicated with the interior of the pusher and a sealed space located above the pusher (Patent P №2488686, published 07.27.2013 -. Prototype).

Общим недостатком известных способов является сложность применения в горизонтальных стволах данных конструкций. Также в связи с неоднородностью пластов недостаточно эффективно происходит выработка запасов нефти вдоль горизонтальных стволов многозабойных скважин, некоторые из стволов могут вообще не работать.A common disadvantage of the known methods is the difficulty of using these structures in horizontal trunks. Also, due to the heterogeneity of the reservoirs, the development of oil reserves along the horizontal trunks of multilateral wells is not effective enough; some of the trunks may not work at all.

В предложенном изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти, равномерность выработки запасов и, как следствие, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.The proposed invention solves the problem of increasing the rate of oil extraction, the uniformity of the development of reserves and, as a result, the increase in oil recovery of the reservoir.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного пласта многозабойными горизонтальными скважинами, включающим бурение или выбор уже пробуренных многозабойных скважин с горизонтальными стволами, спуск в скважину нескольких насосов, отбор продукции скважин, согласно изобретению в терригенном или карбонатном пласте предварительно определяют приток нефти к каждому горизонтальному стволу добывающей скважины, выбирают горизонтальные стволы, отличающиеся дебитами нефти на 20% и более, в горизонтальный ствол длиной менее 300 м спускают насосы на параллельных колоннах труб, в горизонтальный ствол длиной более 300 м спускают насосы на одной колонне труб, насосы в стволе размещают не ближе 30 м друг от друга, каждый горизонтальный ствол скважины условно разделяют на три последовательных участка, в центральный участок спускают насосы с производительностью, превышающей в 2-10 раз производительность насосов на участке в конце горизонтального ствола.The problem is solved in that in a method for developing an oil formation by multilateral horizontal wells, including drilling or selecting already drilled multilateral wells with horizontal bores, launching several pumps into the well, selecting production of wells, according to the invention, the inflow to each horizontal well is determined in a terrigenous or carbonate formation the wellbore of the producing well, horizontal wells are selected that differ in oil production by 20% or more, I lower them into a horizontal well of less than 300 m pumps on parallel pipe columns, lower the pumps on one pipe string into a horizontal wellbore longer than 300 m, pumps in the wellbore are placed no closer than 30 m from each other, each horizontal wellbore is conventionally divided into three consecutive sections, and pumps with productivity are lowered into the central section 2-10 times higher than the productivity of pumps in the area at the end of the horizontal trunk.

При расстоянии между насосами в стволе менее 200 м их разделяют пакерами.When the distance between the pumps in the barrel is less than 200 m, they are separated by packers.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

На нефтеотдачу терригенного или карбонатного нефтяного пласта, разрабатываемого многозабойными горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает равномерность выработки запасов нефти. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. Исследования показывают, что коллекторы практически всегда неоднородны, что приводит к неравномерности выработки запасов и низким дебитам нефти скважин. В предложенном изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти, равномерности выработки запасов и, как следствие, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта. Задача решается следующим образом.The oil recovery of a terrigenous or carbonate oil reservoir, developed by multilateral horizontal wells, is significantly affected by the uniformity of oil reserves. Existing technical solutions do not fully allow to perform this task. Studies show that reservoirs are almost always heterogeneous, which leads to uneven development of reserves and low oil production rates of wells. The proposed invention solves the problem of increasing the rate of oil extraction, the uniformity of the development of reserves and, as a result, the increase in oil recovery of the reservoir. The problem is solved as follows.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяного пласта с пробуренными горизонтальными стволами многозабойной скважины с насосами. Обозначения: 1, 2 - продуктивные пласты, 3 - не коллектор, 4 - добывающая скважина, 5, 6 - горизонтальные стволы, 7 - колонны труб, 8-12 - насосы. 13, 14 - пакеры,In FIG. 1 is a schematic illustration of a section of an oil reservoir with horizontal drilled shafts of a multilateral well with pumps. Designations: 1, 2 - productive formations, 3 - not the reservoir, 4 - production well, 5, 6 - horizontal shafts, 7 - pipe strings, 8-12 - pumps. 13, 14 - packers,

Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.

Участок нефтяной залежи с продуктивными пластами 1 и/или 2, представленными терригенным или карбонатным типом коллектора и разделенный не коллектором 3, вскрыт многозабойной горизонтальной скважиной 4 с горизонтальными стволами 5, 6 (фиг. 1). Стволы 5, 6 также могут быть наклонно-направленными (восходящими, нисходящими).The oil reservoir with productive formations 1 and / or 2, represented by a terrigenous or carbonate type of reservoir and separated by a non-reservoir 3, was opened by a multilateral horizontal well 4 with horizontal trunks 5, 6 (Fig. 1). Trunks 5, 6 can also be directional (ascending, descending).

Определяют приток к каждому горизонтальному стволу 5, 6 (открытому или вторично вскрытому). Согласно исследованиям дебит нефти стволов отличается более чем на 20%. В каждый ствол 5, 6 спускают на отдельных трубах 7 насосы 8-12. Расчеты показали, что если удельный дебит нефти вдоль горизонтального ствола отличается менее чем на 20%, то это не оказывает существенного влияния на нефтеотдачу и пласт можно считать относительно однородным. В этом случае спускают один насос и эксплуатацию осуществляют по обычной технологии.The inflow to each horizontal trunk 5, 6 (open or second open) is determined. According to studies, the flow rate of oil trunks differs by more than 20%. In each barrel 5, 6, pumps 8-12 are lowered on separate pipes 7. The calculations showed that if the specific oil production rate along the horizontal well differs by less than 20%, this does not have a significant effect on oil recovery and the formation can be considered relatively homogeneous. In this case, one pump is lowered and operation is carried out according to conventional technology.

Насосы 8-12 могут быть как электроцентробежными, винтовыми, так и штангово-глубинными.Pumps 8-12 can be either electric centrifugal, screw, or rod-deep.

Если расстояние горизонтального ствола 300 м и менее, то насосы в нем размещают параллельно на отдельных трубах (например, в ствол 6 длиной 300 м спускают два насоса 11, 12), а если более 300 м - то последовательно на одной колонне труб. Например, в ствол 5 длиной 450 м спускают три насоса 8, 9, 10. Также насосы в одном стволе 8-10 и 11-12 размещают не ближе 30 м друг от друга. Расчеты показали, что при длине горизонтального ствола более 300 м, спуск и размещение насосов параллельно на отдельных трубах экономически не рентабельны. При размещении насосов ближе 30 м друг от друга их эффективность практически не отличается от размещения на этом же участке одного насоса.If the horizontal trunk distance is 300 m or less, then the pumps in it are placed in parallel on separate pipes (for example, two pumps 11, 12 are lowered into the trunk 6 with a length of 300 m), and if more than 300 m, then sequentially on one pipe string. For example, three pumps 8, 9, 10 are lowered into the barrel 5 with a length of 450 m. Also, the pumps in one barrel 8-10 and 11-12 are placed no closer than 30 m from each other. Calculations showed that with a horizontal trunk length of more than 300 m, running and placing pumps in parallel on separate pipes is not economically viable. When placing the pumps closer than 30 m from each other, their efficiency practically does not differ from placing one pump in the same section.

При условном разделении горизонтального ствола скважины на три равных участка в центральный участок спускают насосы 9 с производительностью, превышающей в 2-10 раз производительность насосов 10 на участке в конце горизонтального ствола 5 и/или 6. Под производительностью насоса понимают его теоретическую подачу в м³/сут. Исследования большинства скважин с горизонтальными стволами показали, что приток нефти из центральной части ствола значительно ниже либо вообще отсутствует, по сравнению с притоком из начала и конца ствола. Поэтому производительность насосов в центральной части ствола должна быть выше. Расчеты показали, что при параллельном размещении насосов 11 и 12, отличие в их производительности менее чем в два раза практически не приводит к повышению нефтеотдачи и достаточно эффективной работе центральной части ствола. При этом отличие в производительности более чем в 10 раз приводит к тому, что высокая депрессия в центральной части ствола снижает пластовое давление в призабойной зоне пласта ниже давления насыщения нефти газом, что, в свою очередь, негативно сказывается на добыче нефти, и нефтеотдача оказывается ниже. При последовательном размещении насосов 8-10 их производительность Q должна соответствовать условию Q₈>Q₉>Q₁₀. Поэтому, если производительность насоса 9 в центральной части должна быть выше в 2-10 раз по сравнению с производительностью насоса 10, то для осуществления перекачки продукции скважин и отбора продукции из участка начала ствола производительность насоса 8 должна быть выше, чем насоса 9.With the conditional division of the horizontal wellbore into three equal sections, the pumps 9 are lowered into the central section with a productivity exceeding 2-10 times the productivity of the pumps 10 in the section at the end of the horizontal wellbore 5 and / or 6. Under the pump capacity is understood its theoretical flow rate in m ³ / day Studies of most horizontal well boreholes have shown that oil inflow from the central part of the wellbore is significantly lower or even absent, compared with the inflow from the beginning and end of the wellbore. Therefore, the performance of the pumps in the central part of the barrel should be higher. The calculations showed that with the parallel placement of pumps 11 and 12, the difference in their productivity by less than half practically does not lead to an increase in oil recovery and rather effective operation of the central part of the trunk. Moreover, the difference in productivity by more than 10 times leads to the fact that a high depression in the central part of the wellbore reduces the reservoir pressure in the bottomhole formation zone below the pressure of oil saturation with gas, which, in turn, negatively affects oil production, and oil recovery is lower . With the sequential placement of pumps 8-10, their performance Q should correspond to the condition Q ₈ > Q ₉ > Q ₁₀ . Therefore, if the capacity of the pump 9 in the central part should be 2-10 times higher than the capacity of the pump 10, then for pumping well products and taking products from the section of the beginning of the barrel, the productivity of pump 8 should be higher than pump 9.

При расстоянии между насосами в стволе менее 200 м их разделяют пакерами. Исследования показали, что при расстоянии между насосами более 200 м нефтеотдача с разделением насосов пакерами и без разделения практически не отличается.When the distance between the pumps in the barrel is less than 200 m, they are separated by packers. Studies have shown that when the distance between the pumps is more than 200 m, oil recovery with separation of pumps by packers and without separation is practically the same.

Между стволами 5 и 6 скважины 4 устанавливают пакер 14 для предотвращения перетекания жидкости из одного ствола в другой.Between the trunks 5 and 6 of the well 4, a packer 14 is installed to prevent fluid from flowing from one trunk to another.

Скважину пускают в работу. Аналогичные операции проводят на других многозабойных горизонтальных скважинах.The well is put into operation. Similar operations are carried out in other multilateral horizontal wells.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пласта.Development is carried out until a complete economically viable development of the reservoir.

Результатом внедрения данного способа является повышение темпов отбора нефти, равномерность выработки запасов и, как следствие, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.The result of the introduction of this method is to increase the rate of oil recovery, the uniformity of the development of reserves and, as a result, the increase in oil recovery of the reservoir.

Пример конкретного выполнения способаAn example of a specific implementation of the method

Участок нефтяной залежи с продуктивными пластами 1 и 2 (фиг.1), представленными карбонатным типом коллектора, чисто нефтяной зоной и разделенный не коллектором 3 вскрыт многозабойной горизонтальной скважиной 4 с открытыми горизонтальными стволами 5, 6 (фиг.1). Пласты 1 и 2 залегают соответственно на глубине 910 м и 870 м, эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 1 составляет 10 м, пласта 2-12 м. Длины горизонтальных стволов 5 и 6 составляют соответственно 450 м и 300 м. Диаметр обсадной колонны скважины составляет 168 мм.The oil reservoir with productive formations 1 and 2 (Fig. 1), represented by the carbonate type of reservoir, purely oil zone and not separated by a reservoir 3, was opened by a multilateral horizontal well 4 with open horizontal shafts 5, 6 (Fig. 1). Formations 1 and 2 lie respectively at a depth of 910 m and 870 m, effective oil-saturated thickness of formation 1 is 10 m, formation 2-12 m. The lengths of horizontal shafts 5 and 6 are respectively 450 m and 300 m. The diameter of the well casing is 168 mm .

В ходе отработки скважины определяют приток к каждому горизонтальному стволу 5 и 6. Дебит нефти 5 ствола составил 12,2 т/сут, дебит нефти 6 ствола - 14,5 т/сут, т.е. отличие дебита нефти - 20%.During well testing, the inflow to each horizontal wellbore 5 and 6 is determined. The oil production rate of the 5th well was 12.2 tons / day, the oil production rate of the 6th well is 14.5 tons / day, i.e. the difference in oil flow rate is 20%.

В каждый ствол 5, 6 спускают на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 7 диаметром 60 мм насосы 8-12. Причем расстояние между насосами 8-9 и 9-10 в стволе 5 составляет 200 м, пакеры между насосами не устанавливают. Так как расстояние горизонтального ствола 5 составляет 450 м, то насосы 8, 9 и 10 в нем размещают последовательно на одной НКТ 7. Расстояние между насосами 11-12 в стволе 6 составляет 100 м, между насосами устанавливают водонабухающий пакер 13. Т.к. расстояние горизонтального ствола 6 составляет 300 м, то насосы 11 и 12 в нем размещают параллельно на отдельных НКТ 7.Pumps 8-12 are lowered into each barrel 5, 6 on a string of tubing (tubing) 7 with a diameter of 60 mm. Moreover, the distance between the pumps 8-9 and 9-10 in the barrel 5 is 200 m, the packers between the pumps are not installed. Since the distance of the horizontal barrel 5 is 450 m, the pumps 8, 9 and 10 are placed in series on one tubing 7. The distance between the pumps 11-12 in the barrel 6 is 100 m, a water-swellable packer 13 is installed between the pumps. the distance of the horizontal barrel 6 is 300 m, then the pumps 11 and 12 are placed in parallel on separate tubing 7.

При условном разделении горизонтального ствола 5 скважины 4 на три равных участка в центральном участке размещают насос 9 с теоретической подачей жидкости Q₉=45,7 м³/сут (марка насоса 2СП-57/24). Тогда теоретическая подача размещаемого на участке в конце ствола 5 насоса 10 составляет Q₁₀=21,6 м³/сут (марка насоса 2СП-57/45), а размещаемого на участке в начале ствола 5 насоса 8 - Q₈=65,6 м³/сут (марка насоса 2СП-70/32). Насосы марки 2СП являются штанговыми дифференциальными.With the conditional division of the horizontal wellbore 5 of well 4 into three equal sections, a pump 9 with a theoretical fluid supply of Q ₉ = 45.7 m ³ / day is placed in the central section (pump grade 2SP-57/24). Then the theoretical supply placed on the site at the end of the barrel 5 of the pump 10 is Q ₁₀ = 21.6 m ³ / day (pump grade 2SP-57/45), and placed on the site at the beginning of the barrel 5 of the pump 8 - Q ₈ = 65.6 m ³ / day (pump grade 2SP-70/32). 2SP brand pumps are sucker-rod differential pumps.

В горизонтальном стволе 6, при условном его разделении на три равных участка, на участке в конце ствола 6 размещают насос 12 с теоретической подачей жидкости Q₁₂=25,0 м³/сут (марка насоса ЭЦН-25). На оставшихся двух участках размещают один единственный насос 11 в центре с теоретической подачей жидкости Q₁₁=50,0 м³/сут. (марка насоса ЭЦН-50). Насосы марки ЭЦН являются электроцентробежными.In a horizontal barrel 6, with its conditional division into three equal sections, a pump 12 with a theoretical fluid supply of Q ₁₂ = 25.0 m ³ / day is placed on a plot at the end of the barrel 6 (pump grade ETsN-25). In the remaining two sections place one single pump 11 in the center with a theoretical fluid supply Q ₁₁ = 50.0 m ³ / day. (brand of pump ЭЦН-50). ESP pumps are electric centrifugal.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пластов.Development is carried out until complete economically viable production of formations.

В результате при разработке, которую ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, было добыто с одной многозабойной горизонтальной скважины 208,5 тыс.т нефти за 29 лет разработки, коэффициент извлечения нефти (КИН) участка пласта составил 0,339. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 176,5 тыс.т. нефти за 36 лет разработки, КИН составил 0,287. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,052.As a result, during the development, which was limited to watering the production well to 98%, 208.5 thousand tons of oil was produced from one horizontal multilateral well for 29 years of development, the oil recovery factor (CIN) of the reservoir section was 0.339. According to the prototype, ceteris paribus, 176.5 thousand tons were produced. oil for 36 years of development, oil recovery factor amounted to 0.287. The increase in recovery factor by the proposed method is 0.052.

Предлагаемый способ позволяет повысить темпы отбора, КИН и обеспечить равномерность выработки запасов нефти.The proposed method allows to increase the rate of selection, oil recovery factor and to ensure uniformity of oil reserves.

Применение предложенного способа позволяет решить задачу повышения темпов отбора нефти терригенного или карбонатного пласта, равномерности выработки запасов нефти и, как следствие, увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта.The application of the proposed method allows to solve the problem of increasing the rate of oil extraction of a terrigenous or carbonate formation, the uniformity of oil reserves and, as a result, increasing oil recovery of a productive formation.

Claims

1. A method of developing an oil formation in multilateral horizontal wells, including drilling or selecting already drilled multilateral wells with horizontal boreholes, launching several pumps in the well, selecting production wells, characterized in that the inflow to each horizontal production well is determined in a terrigenous or carbonate formation wells, choose horizontal shafts that differ in oil production by 20% or more; pumps run on horizontal wells shorter than 300 m in length pipes, in a horizontal wellbore longer than 300 m, pumps are lowered on one pipe string, the pumps in the wellbore are placed no closer than 30 m from each other, each horizontal wellbore is conventionally divided into three consecutive sections, pumps with a capacity exceeding 2-10 times the performance of the pumps at the site at the end of the horizontal trunk.

2. The method according to claim 1, characterized in that when the distance between the pumps in the barrel is less than 200 m, they are separated by packers.