RU2630320C1 - Method for adjustable liquid injection in production formation - Google Patents
Method for adjustable liquid injection in production formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2630320C1 RU2630320C1 RU2016131153A RU2016131153A RU2630320C1 RU 2630320 C1 RU2630320 C1 RU 2630320C1 RU 2016131153 A RU2016131153 A RU 2016131153A RU 2016131153 A RU2016131153 A RU 2016131153A RU 2630320 C1 RU2630320 C1 RU 2630320C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- formation
- well
- reservoir
- bearing
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 28
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 25
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 26
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 30
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 3
- 238000003780 insertion Methods 0.000 claims 2
- 230000037431 insertion Effects 0.000 claims 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract 11
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 101100008047 Caenorhabditis elegans cut-3 gene Proteins 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 101100008046 Caenorhabditis elegans cut-2 gene Proteins 0.000 description 1
- 101100008048 Caenorhabditis elegans cut-4 gene Proteins 0.000 description 1
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям отбора продукции из пласта и нагнетания жидкости для поддержания пластового давления.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to technologies for the selection of products from the reservoir and injection of fluid to maintain reservoir pressure.
Известна установка для закачки жидкости в верхний пласт скважины из нижнего (патент RU №2436939, E21B 43/00, опубл. бюл. №35 от 20.12.2011), которой осуществляют способ перекачки жидкости из одного горизонта в другой для поддержания пластового давления, включающий вскрытие верхнего и водоносного нижнего горизонтов скважины, разделение горизонтов пакером, регулируемую перекачку жидкости насосным оборудованием из нижнего горизонта в верхний.A known installation for pumping fluid into the upper layer of the well from the lower (patent RU No. 2436939, E21B 43/00, publ. Bull. No. 35 from 12/20/2011), which carry out a method of pumping fluid from one horizon to another to maintain reservoir pressure, including opening of the upper and aquifer lower horizons of the well, separation of horizons by a packer, adjustable pumping of liquid by pumping equipment from the lower to the upper horizons.
Известна также установка для закачки жидкости в один пласт и добычи нефти из другого пласта скважины (патент ПМ RU №62161, E21B 43/14, опубл. бюл. №09 от 27.03.2007), которой осуществляют способ перекачки жидкости из одного горизонта в другой для поддержания пластового давления, включающий вскрытие верхнего и водоносного нижнего горизонтов скважины, разделение горизонтов пакером, регулируемую перекачку жидкости насосным оборудованием из нижнего горизонта в верхний.There is also known an installation for pumping fluid into one formation and oil production from another reservoir of a well (patent PM RU No. 62161, E21B 43/14, publ. Bulletin No. 09 of 03/27/2007), which carry out a method of pumping fluid from one horizon to another to maintain reservoir pressure, including the opening of the upper and aquifer lower horizons of the well, separation of horizons by a packer, adjustable pumping of liquid by pumping equipment from the lower to the upper horizons.
Известна также установка для закачки жидкости в один пласт и добычи нефти из другого пласта скважины (патент ПМ RU №92693, E21B 47/10, опубл. бюл. №09 от 27.03.2010), которой осуществляют способ перекачки жидкости из одного горизонта в другой для поддержания пластового давления, включающий вскрытие верхнего и водоносного нижнего горизонтов скважины, разделение горизонтов пакером, регулируемую перекачку жидкости насосным оборудованием из нижнего горизонта в верхний.There is also known an installation for pumping fluid into one formation and oil production from another formation of the well (patent PM RU No. 92693, E21B 47/10, publ. Bulletin No. 09 of 03/27/2010), which carry out a method of pumping liquid from one horizon to another to maintain reservoir pressure, including the opening of the upper and aquifer lower horizons of the well, separation of horizons by a packer, adjustable pumping of liquid by pumping equipment from the lower to the upper horizons.
Недостатками всех способов являются узкая область применения из-за невозможности использования в пределах одного пласта с различной освоенностью, а также использование только в вертикальных скважинах, вскрывающих несколько пластов, невозможность перекачки больших объемов жидкости из-за малой площади фильтрации.The disadvantages of all methods are the narrow scope due to the inability to use within the same reservoir with different development, as well as the use only in vertical wells, opening several layers, the inability to pump large volumes of fluid due to the small filtration area.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ регулируемой закачки жидкости по пластам (патент RU №2495235, E21B 43/14, опубл. бюл. №28 от 10.10.2013), включающий спуск в скважину на колонне труб пакеров механического действия без или с разъединителем колонны, посадку пакеров и их опрессовку, закачку жидкости с устья в полость колонны труб, определение суммарного расхода жидкости, закачиваемой в верхний и нижний пласты, замер расхода жидкости по одному из пластов, определение расхода жидкости по другому пласту вычитанием ранее замеренного расхода из суммарного расхода, подъем извлекаемого регулирующего узла на поверхность, изменение его характеристик, повторную установку извлекаемого регулирующего узла и закачку через него жидкости в соответствующие пласты. В скважину на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ спускают компоновку подземного оборудования, включающую нижний пакер, разъединитель, устройство распределения закачки - УРЗ, верхний пакер, разъединитель, устанавливают нижний и верхний пакеры, проводят опрессовку, спускают глубинный расходомер и пробку выше посадочного места последней, осуществляют подачу жидкости в полость НКТ, замеряют общий расход жидкости, закачиваемой в нижний и верхний пласты, затем спускают пробку в посадочное место, осуществляют подачу жидкости в полость НКТ, определяют расход жидкости, закачиваемой в нижний пласт, вычитают расход жидкости, закачиваемой в нижний пласт, из общего расхода и находят расход жидкости, закачиваемой в верхний пласт, сопоставляют фактические расходы жидкости для пластов с заданными значениями, причем при их отличии поднимают извлекаемую часть УРЗ на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке, далее в посадочные места извлекаемой части УРЗ устанавливают верхний и нижний штуцеры, спускают извлекаемую часть УРЗ в НКТ до ее посадки в корпусную часть УРЗ и осуществляют регулируемую закачку жидкости, по окончании работ производят подъем установки.The closest in technical essence and the achieved result is a method of controlled injection of fluid into the reservoirs (patent RU No. 2495235, E21B 43/14, publ. Bull. No. 28 from 10.10.2013), including the descent into the well on a pipe string of packers of mechanical action without or with a column disconnector, packing packers and their crimping, pumping fluid from the mouth into the cavity of the pipe string, determining the total fluid flow pumped into the upper and lower reservoirs, measuring fluid flow from one of the reservoirs, determining the fluid flow from the other reservoir Niemi previously measured flow rate of the total flow, lifting extracted regulating unit on the surface, changing its characteristics extracted reinstall the regulating unit and injection therethrough of liquid in the respective layers. An arrangement of underground equipment, including a lower packer, a disconnector, an injection distribution device — URZ, an upper packer, a disconnector, lower and upper packers is installed in the well, the lower and upper packers are crimped, the depth meter and plug are inserted above the last seat , carry out the supply of fluid into the tubing cavity, measure the total flow rate of fluid pumped into the lower and upper layers, then lower the plug into the seat, supply fluid to the H cavity T, the flow rate of the fluid pumped into the lower reservoir is determined, the flow rate of the fluid pumped into the lower reservoir is subtracted from the total flow rate and the flow rate of the fluid pumped into the upper reservoir is found, the actual flow rate of the fluid for the reservoirs is compared with the given values, and if they differ, the extracted part is raised URZ to the surface using a fishing tool on a geophysical cable, wire or coiled tubing installation, then the upper and lower fittings are installed in the seats of the extracted part of the URZ, the extraction is lowered PSR second part in the tubing before its planting in the body portion, and performed PSR regulated injection of liquid at the end of works produce lift installation.
Недостатками способа являются узкая область применения из-за невозможности использования в пределах одного пласта с различной освоенностью, а также использование только в вертикальных скважинах, вскрывающих несколько пластов, невозможность перекачки больших объемов жидкости из-за малой площади фильтрации, при этом большие затраты, связанные с доставкой воды на поверхность и закачкой с поверхности в пласт.The disadvantages of the method are the narrow scope due to the inability to use within the same reservoir with different development, as well as the use only in vertical wells, opening several layers, the inability to pump large volumes of fluid due to the small filtration area, while the high costs associated with water delivery to the surface and injection from the surface into the reservoir.
Технической задачей предлагаемого изобретения является создание экономичного способа регулируемой закачки жидкости в продуктивный пласт за счет отсутствия закачки с поверхности и использования обводненных участков или врезов пласта с возможностью перекачки больших объемов жидкости и создания равномерного фронта вытеснения благодаря большой площади фильтрации в горизонтальной нагнетательной скважине.The technical task of the invention is the creation of an economical way of controlled injection of fluid into the reservoir due to the lack of injection from the surface and the use of flooded sections or cuts in the reservoir with the possibility of pumping large volumes of fluid and creating a uniform displacement front due to the large filtration area in a horizontal injection well.
Техническая задача решается способом регулируемой закачки жидкости в продуктивный пласт, включающим исследование свойств пласта, строительство нагнетательной скважины, вскрывающей разные горизонты с различными свойствами, оборудование колонной труб скважины с пакером, разъединяющим вскрытые горизонты, и регулируемую закачку жидкости насосным оборудованием в требуемый горизонт.The technical problem is solved by a method of controlled injection of fluid into a reservoir, including the study of the properties of the formation, construction of an injection well opening different horizons with different properties, equipping a string of pipe wells with a packer separating the opened horizons, and adjustable pumping of fluid into the required horizon.
Новым является то, что исследование пласта производят на определение обводившихся участков пласта или водоносных врезов и уровня водонефтяного контакта - ВНК при наличии в нефтеносной части пласта, вскрытие горизонтов производят благодаря строительству разветвленной скважины с горизонтальными участками, первым из которых вскрывают водоносный участок или врез пласта, а второй - проводят над подошвой нефтеносного участка пласта или непосредственно над уровнем ВНК при его наличии, пакером с колонной труб отсекают первый горизонтальный участок выше водоносного участка или вреза пласта, откуда воду насосным оборудованием перекачивают в скважину выше гидродинамического уровня нефтеносного участка пласта для естественного перетока и поддержания пластового давления в этом участке, причем объем перекачиваемой жидкости регулируют производительностью насосного оборудования.New is that the study of the reservoir is carried out to determine the encircled portions of the reservoir or aquifers and the level of water-oil contact - oil and gas contact in the oil-bearing part of the reservoir, opening the horizons by constructing a branched well with horizontal sections, the first of which reveals the aquifer or cut of the reservoir, and the second is carried out above the bottom of the oil-bearing section of the reservoir or directly above the level of the oil-and-gas complex, if any, the first horizontal chastok above aquifer or incision site formation, from where the water pumping equipment is pumped into the well above the level of the hydrodynamic oil reservoir portion for natural flow and maintain reservoir pressure in this region, the volume of fluid pumped is controlled pumping equipment performance.
На фигуре представлен способ регулируемой закачки жидкости в продуктивный пласт.The figure shows a method of controlled injection of fluid into a reservoir.
Способ регулируемой закачки жидкости в продуктивный пласт осуществляется следующим способом.The method of controlled injection of fluid into the reservoir is carried out in the following way.
По предлагаемому способу исследуют продуктивный пласт 1 на определение обводнившихся участков (на чертеже не показано) или водоносных врезов 2, а также уровня ВНК при наличии его в продуктивном пласте 1. Продуктивный пласт 1 также исследуют на наличие нефтеносных участков 3 (например, врезов, линз и т.п.). Далее по способу строят разветвленную нагнетательную скважину 4 с двумя горизонтальными участками 5 и 6, одним из которых 5 вскрывают обводнившийся участок или водоносный врез 2, а вторым 6 - интервал над подошвой нефтеносного участка 3 продуктивного пласта 1 или непосредственно над уровнем ВНК (на чертеже не показан) при его наличии. Строительство второго горизонтального участка 6 скважины 4 в нефтеносный врез 3 возможно при соблюдении максимального расстояния между обводнившимся участком или водоносным врезом 2 до нефтеносного вреза 4 в 700 м, из-за большого расстояния использование способа является не рентабельным.According to the proposed method,
Пакером 7 с колонной труб отсекают первый горизонтальный участок скважины 4, который работает на обводнившийся участок или водоносный врез 2, откуда воду насосным оборудованием 8 перекачивают в скважину 4 выше гидродинамического уровня (на чертеже не показан) продуктивного пласта 1 для естественного перетока пластовой воды из обводнившегося участка или водоносного вреза 2 в интервал над подошвой нефтеносного участка продуктивного пласта 1 или непосредственно над уровнем ВНК при его наличии или нефтеносный врез 3 для поддержания пластового давления и улучшения технологических показателей разработки. Объем перекачиваемой жидкости для поддержания давления в пласте 1 или нефтеносном врезе 3 регулируют производительностью насосного оборудования 8.The
Пример конкретного исполненияConcrete example
Разрабатывается залежь 1 нефти турнейских отложений. Геолого-физические характеристики пласта турнейских и бобриковских отложений приведены в таблице.A reservoir of 1 Tournaisian oil is being developed. The geological and physical characteristics of the Tournaisian and Bobrikov deposits are shown in the table.
По геологическому профилю или 3D геологической модели определяют наличие водоносных 2 и нефтеносных 3 врезов, а также расстояние между ними, если врезы имеются. На конкретном объекте 1 существуют 5 бобриковских врезов, три из которых водоносные 2, и два нефтеносных вреза. При определении расстояний между врезами установлено, что расстояние между водоносным 2 и нефтеносным 3 врезами составляет 570 м, которое вполне позволяет применить предлагаемый способ. Из геолого-физических характеристик определяем разницу объектов по проницаемости, которая составляет 5,85-34,2 раза. Вследствие большой разницы по проницаемости в нефтеносном врезе при выработке из него пластовой продукции снизится пластовое давление из-за малой проницаемости в турнейском ярусе и его подпитки пластовой энергией. Строят разветвленную нагнетательную скважину 4 с двумя горизонтальными участками 5 и 6, одним 5 из которых вскрывают водоносный врез 2, а вторым 6 - нефтеносный врез 3. Далее по способу осуществляется перекачка пластовой воды для поддержания пластовой энергии нефтеносного вреза 3.The geological profile or 3D geological model determines the presence of
В бобриковский нефтеносный врез 3 бурят вертикальную скважину 9 или скважину с горизонтальным окончанием (на чертеже не показана) под добычу продукции.A vertical well 9 or a well with a horizontal end (not shown) is drilled into a Bobrikovsky oil-bearing
Предлагаемый способ регулируемой закачки жидкости в продуктивный пласт позволяет экономно производить регулируемую закачку водоносной жидкости в продуктивный участок (или врез) пласта за счет отсутствия закачки с поверхности и использования обводненных участков или врезов пласта с возможностью перекачки больших объемов жидкости и создания равномерного фронта вытеснения благодаря большой площади фильтрации в горизонтальной нагнетательной скважине. Способ также позволяет использовать насосы малой производительности, что позволяет экономить электроэнергию при их работе, а также выиграть на их сравнительно низкой стоимости.The proposed method of controlled injection of fluid into the reservoir allows economically to produce controlled injection of aquifer into the reservoir (or insert) of the reservoir due to the lack of injection from the surface and the use of flooded sections or cuts of the reservoir with the ability to pump large volumes of fluid and create a uniform displacement front due to the large area filtration in a horizontal injection well. The method also allows the use of low-performance pumps, which saves energy during their operation, and also benefits at their relatively low cost.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016131153A RU2630320C1 (en) | 2016-07-27 | 2016-07-27 | Method for adjustable liquid injection in production formation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016131153A RU2630320C1 (en) | 2016-07-27 | 2016-07-27 | Method for adjustable liquid injection in production formation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2630320C1 true RU2630320C1 (en) | 2017-09-07 |
Family
ID=59797711
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016131153A RU2630320C1 (en) | 2016-07-27 | 2016-07-27 | Method for adjustable liquid injection in production formation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2630320C1 (en) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2030567C1 (en) * | 1992-01-20 | 1995-03-10 | Юрий Ефремович Батурин | Method for development of hydrocarbon pools of complicated geological structure |
US20080302529A1 (en) * | 2007-06-11 | 2008-12-11 | Fowler Jr Stewart Hampton | Multi-zone formation fluid evaluation system and method for use of same |
RU2419717C1 (en) * | 2009-12-01 | 2011-05-27 | Юлия Владимировна Иванова | Procedure for fan-like interval-by-interval operation of oil producing wells |
RU2431740C1 (en) * | 2010-04-16 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of oil deposit complicated with vertical rupture |
RU2495235C1 (en) * | 2012-03-06 | 2013-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Method and device for controlled pumping down to formations |
-
2016
- 2016-07-27 RU RU2016131153A patent/RU2630320C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2030567C1 (en) * | 1992-01-20 | 1995-03-10 | Юрий Ефремович Батурин | Method for development of hydrocarbon pools of complicated geological structure |
US20080302529A1 (en) * | 2007-06-11 | 2008-12-11 | Fowler Jr Stewart Hampton | Multi-zone formation fluid evaluation system and method for use of same |
RU2419717C1 (en) * | 2009-12-01 | 2011-05-27 | Юлия Владимировна Иванова | Procedure for fan-like interval-by-interval operation of oil producing wells |
RU2431740C1 (en) * | 2010-04-16 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of oil deposit complicated with vertical rupture |
RU2495235C1 (en) * | 2012-03-06 | 2013-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Method and device for controlled pumping down to formations |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
МУСЛИМОВ Р. Х. и др., Совершенствование системы разработки залежей во врезах, Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 11-12, 1993, с. 11-13. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11634977B2 (en) | Well injection and production method and system | |
WO2018132106A1 (en) | Determining wellbore parameters through analysis of the multistage treatments | |
RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
US9810042B1 (en) | Oil well simulation tool | |
RU2515651C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
RU2737043C1 (en) | Method for development of oil reservoir of multi-layer oil and gas condensate deposit | |
RU2283947C1 (en) | Method for oil pool development with horizontal wells | |
RU2630320C1 (en) | Method for adjustable liquid injection in production formation | |
Quintero et al. | Dynamics of Multiphase Flow Regimes in Toe-Up and Toe-Down Horizontal Wells | |
RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
CN204098907U (en) | For studying fractured reservoir spill and leakage with the research device depositing genesis mechanism | |
RU2418942C1 (en) | Procedure for well development | |
RU2401937C1 (en) | Procedure for development of watered oil deposit | |
RU2443854C1 (en) | Development method of oil massive deposit and adjustable well valve | |
RU2720848C1 (en) | Method for development of oil deposit with inter-formation flows | |
RU2544204C1 (en) | Development of oil seam by horizontal wells | |
RU2464414C1 (en) | Method of developing multi-bed massive oil deposit | |
RU2425961C1 (en) | Well operation method | |
RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
RU2595105C1 (en) | Method for development of deposit complicated by vertical interruptions | |
RU2527413C1 (en) | Method for reduction of water influx to horizontal hole in fractured-porous type reservoir | |
RU2726664C1 (en) | Method of development of oil multilayer deposit | |
RU2821497C1 (en) | Method for development of oil deposit located under gas deposit | |
RU2772069C1 (en) | Method for water isolation in the bottom-hole zone of the production well | |
RU2494237C1 (en) | Development method of oil deposit by water-flooding |