RU2614834C1 - Operation method of oil pool by using nonstationary waterflood - Google Patents
Operation method of oil pool by using nonstationary waterflood Download PDFInfo
- Publication number
- RU2614834C1 RU2614834C1 RU2016107291A RU2016107291A RU2614834C1 RU 2614834 C1 RU2614834 C1 RU 2614834C1 RU 2016107291 A RU2016107291 A RU 2016107291A RU 2016107291 A RU2016107291 A RU 2016107291A RU 2614834 C1 RU2614834 C1 RU 2614834C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- well
- wells
- pressure
- group
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 132
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 132
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 30
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 18
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 14
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 36
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 5
- 238000010079 rubber tapping Methods 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 230000001351 cycling effect Effects 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000011085 pressure filtration Methods 0.000 description 2
- 238000005273 aeration Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000003203 everyday effect Effects 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способу эксплуатации нефтяной залежи.The invention relates to the oil industry, and in particular to a method for operating an oil deposit.
Из уровня техники известен способ системной разработки нефтяной залежи с ее ранней стадии (см. патент РФ №2209946, кл. Е21В 43/16; опубл. 10.08.2003). Способ включает закачку вытесняющего агента с использованием одной или нескольких нагнетательных скважин. Извлекают нефть с использованием одной или нескольких добывающих скважин. Фиксируют промысловые данные по работе каждой из скважин. При начале обводнения нефти в добывающих скважинах переходят на разработку залежи в циклическом режиме. При последующем увеличении обводнения нефти до 50-70% нагнетательные и/или добывающие скважины, по меньшей мере одну из них, выключают из работы. Фиксируют отклик залежи по ее площади и/или мощности увеличением количества и/или темпа извлечения нефти из добывающих скважин, снижением обводнения и/или газирования нефти на выключение скважин из работы и последующее их включение в работу. Выделяют зоны отклика залежи по площади. После этого в выделенных зонах отклика варьируют режимами циклической работы.The prior art method for the systematic development of oil deposits from its early stages (see RF patent No. 2209946, CL EV 43/16; publ. 10.08.2003). The method includes injecting a displacing agent using one or more injection wells. Oil is recovered using one or more production wells. Record field data on the operation of each of the wells. At the beginning of oil flooding in production wells, they switch to the development of deposits in a cyclic mode. With a subsequent increase in oil flooding to 50-70%, injection and / or production wells, at least one of them, is shut down. The response of the reservoir by its area and / or capacity is recorded by increasing the amount and / or rate of oil recovery from production wells, reducing water cut and / or aeration of oil to shut the wells out of operation and then putting them into operation. Allocate response zones of the area. After that, in the selected response zones vary the modes of cyclic operation.
Недостатком данного способа является недостаточная эффективность эксплуатации нефтяной залежи и сложность осуществления способа, связанная с тем, что постоянно необходимо производить варьирование продолжительностью циклов с возрастанием этой продолжительности от цикла к циклу. Варьируют также темпы закачки вытесняющего агента. Кроме того, на соседних участках все вариации циклического режима осуществляют в противофазе. Например, при рядной системе разработки циклический режим осуществляют методом "бегущей" волны, когда по ряду нагнетательных скважин создают эту волну давлений с длиной, отвечающей 5-10 скважинам, а по противоположному ряду распространяют волну давлений той же длины, но с противоположной фазой. Фазы колебаний на протяжении одного цикла делают противоположными фазам давления нагнетания, а на протяжении другого цикла - совпадающими с ними.The disadvantage of this method is the lack of efficiency in the operation of the oil deposits and the complexity of the method, due to the fact that it is constantly necessary to vary the duration of the cycles with an increase in this duration from cycle to cycle. The rate of injection of the displacing agent also varies. In addition, in neighboring areas, all variations of the cyclic mode are carried out in antiphase. For example, with an in-line development system, the cyclic mode is carried out by the "traveling" wave method, when this pressure wave is created in a series of injection wells with a length corresponding to 5-10 wells, and a pressure wave of the same length but with the opposite phase is propagated in the opposite row. The phases of the oscillations during one cycle make the phases of the discharge pressure opposite, and during the other cycle, coincide with them.
Также известен способ разработки нефтяной залежи, при котором ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме (см. патент РФ №2481465, кл. Е21В 43/16, опубл. 10.05.2013). Циклический режим работы нагнетательных скважин назначают продолжительностью 7 суток, из которых в течение 5 суток каждые сутки в течение не более 8 часов выполняют закачку рабочего агента, а в оставшееся время суток прекращают закачку, а в течение 2 суток производят закачку рабочего агента без прекращения закачки. В добывающих скважинах, имеющих гидродинамическую связь с указанными нагнетательными скважинами, для обеспечения циклического режима работы нагнетательных скважин устанавливают режимы отбора нефти, пропорциональные закачке рабочего агента минус потери на компенсацию, или переводят добывающие скважины в периодический режим работы.Also known is a method of developing an oil deposit in which oil is taken through production wells and the working agent is injected through injection wells in a cyclic mode (see RF patent No. 2481465, CL EV 43/16, published on 05/10/2013). The cyclic mode of operation of injection wells is prescribed for a duration of 7 days, of which during 5 days every day for no more than 8 hours the working agent is injected, and the remaining time of the day is stopped, and the working agent is injected for 2 days without stopping the injection. In producing wells having hydrodynamic connection with the indicated injection wells, to ensure a cyclic mode of operation of the injection wells, oil selection modes are set that are proportional to the injection of the working agent minus losses for compensation, or production wells are put into a periodic mode of operation.
Недостатком данного способа является его низкая эффективность, т.к. в данном способе при установке режима работы нагнетательных скважин не учитываются характеристики конкретной залежи (например, взаимосвязь упомянутых нагнетательных скважин в группе скважин на месторождении с добывающими скважинами, а также скорость восстановления давления в нагнетательных скважинах).The disadvantage of this method is its low efficiency, because in this method, when setting the operating mode of injection wells, the characteristics of a particular reservoir are not taken into account (for example, the relationship of the mentioned injection wells in a group of wells in a field with production wells, as well as the rate of pressure recovery in injection wells).
Задачей, решаемой настоящим изобретением, является обеспечение эффективной эксплуатации нефтяной залежи с использованием нестационарного заводнения.The problem solved by the present invention is to ensure the efficient operation of an oil reservoir using non-stationary flooding.
Упомянутая задача решается посредством способа эксплуатации нефтяной залежи с применением нестационарного (циклического) заводнения, при котором в циклическом режиме осуществляют закачку рабочего агента в залежь посредством группы нагнетательных скважин; и осуществляют добычу нефти посредством группы добывающих скважин, причем цикл работы группы нагнетательных скважин, включающий в себя время работы группы нагнетательных скважин и время простоя группы нагнетательных скважин, предварительно определяют следующим образом: для каждой нагнетательной скважины определяют время реагирования каждой добывающей скважины на закачку рабочего агента через упомянутую нагнетательную скважину и задают среднее арифметическое значение времен реагирования каждой добывающей скважины на закачку через каждую нагнетательную скважину в качестве времени работы группы нагнетательных скважин, для каждой нагнетательной скважины определяют время падения давления как время, за которое давление в скважине после прекращения закачки рабочего агента падает на 65-75% от разности между давлением, достигнутым во время закачки рабочего агента, и первоначальным статическим давлением в нагнетательной скважине и задают минимальное среди нагнетательных скважин время падения давления в качестве времени простоя группы нагнетательных скважин.The mentioned problem is solved by a method of operating an oil reservoir using non-stationary (cyclic) water flooding, in which the working agent is pumped into the reservoir in a cyclic mode by means of a group of injection wells; and oil is produced by means of a group of production wells, the cycle of operation of a group of injection wells, including the operating time of a group of injection wells and the downtime of a group of injection wells, is preliminarily determined as follows: for each injection well, the response time of each production well to an injection of a working agent is determined through the said injection well and the arithmetic mean value of the response times of each production well to the injection through h each injection well as the operating time of the group of injection wells, for each injection well, the pressure drop time is determined as the time during which the pressure in the well after stopping the injection of the working agent drops by 65-75% of the difference between the pressure achieved during the injection of the working agent , and the initial static pressure in the injection well, and the minimum pressure drop time among the injection wells is set as the down time of the group of injection wells.
Пульсирующий режим работы нагнетательных скважин создает благоприятные условия для увеличения гидро- и пьезопроводности пород-коллекторов. Подбор периода циклической работы скважины осуществляется на основе различных геолого-технических характеристик (состав пласта-коллектора, возможности КНС (кустовой насосной станции) и т.д.).The pulsating mode of operation of injection wells creates favorable conditions for increasing the hydro- and piezoconductivity of reservoir rocks. The selection of the cyclic period of the well is carried out on the basis of various geological and technical characteristics (the composition of the reservoir, the capabilities of the pump station (cluster pump station), etc.).
Стабильность объемов закачки и равные периоды циклов повышают колебания пластового давления ближе к зоне отбора, что позволяет повысить вытеснение нефти из матрицы породы в сторону добывающих скважин. Значительная высота волны, образованная за счет максимально возможного восстановления давления в нагнетательных скважинах, создает благоприятные условия для двойного воздействия на породу-коллектор: капиллярное вытеснение (в период остановки нагнетательных скважин) и активного вытеснения нефти по открытой пористости (в период работы нагнетательной скважины) в сторону добывающей скважины.The stability of injection volumes and equal periods of cycles increase reservoir pressure fluctuations closer to the extraction zone, which allows to increase the displacement of oil from the rock matrix in the direction of production wells. Significant wave height formed due to the maximum possible pressure recovery in injection wells creates favorable conditions for double impact on the reservoir rock: capillary displacement (during the shutdown of injection wells) and active oil displacement by open porosity (during the operation of the injection well) in side of the producing well.
Таким образом, технический результат, достигаемый техническим решением, заключается в повышении эффективности эксплуатации нефтяной залежи за счет предложенного режима нестационарного заводнения с организацией циклической работы скважины на основе фильтрационных волн давления, а именно в повышении нефтеотдачи и дебита добывающих скважин.Thus, the technical result achieved by the technical solution is to increase the efficiency of the oil reservoir operation due to the proposed non-stationary waterflooding regime with the organization of the cyclic operation of the well based on pressure filtration waves, namely, increasing oil recovery and production rate of production wells.
На сопроводительных чертежах:In the accompanying drawings:
Фиг. 1 показывает пример выбора времени работы (Тр) нагнетательных скважин, где 1 - время работы и объем закачки влияющей нагнетательной скважины; 2-4 - давление на реагирующих добывающих скважинах;FIG. 1 shows an example of the selection of the operating time (T p ) of injection wells, where 1 is the operating time and injection volume of the affecting injection well; 2-4 - pressure at reacting producing wells;
Фиг. 2 показывает пример выбора времени простоя (Тп) нагнетательных скважин по результатам кривой падения давления, причем на фиг. 2а изображена кривая падения давления нагнетательной скважины №1, на фиг. 2б изображена кривая падения давления нагнетательной скважины №2, на фиг. 2в изображена кривая падения давления нагнетательной скважины №3;FIG. 2 shows an example of the selection of downtime (T p ) of injection wells based on the results of a pressure drop curve, with FIG. 2a shows a pressure drop curve of injection well No. 1; FIG. 2b shows the pressure drop curve of injection well No. 2; FIG. 2c shows the pressure drop curve of injection well No. 3;
Фиг. 3 показывает график периодической работы нагнетательной скважины, создающей фильтрационные волны давления.FIG. 3 shows a graph of periodic operation of an injection well generating pressure filtration waves.
Варианты осуществления не ограничиваются описанными здесь вариантами осуществления, специалисту в области техники на основе информации, изложенной в описании, и знаний уровня техники станут очевидны и другие варианты осуществления изобретения, не выходящие за пределы сущности и объема данного изобретения.Embodiments are not limited to the embodiments described herein, those skilled in the art based on the information set forth in the description and knowledge of the prior art will appreciate other embodiments of the invention without departing from the spirit and scope of the present invention.
Элементы, упомянутые в единственном числе, не исключают множественности элементов, если отдельно не указано иное.The elements mentioned in the singular do not exclude the plurality of elements, unless specifically indicated otherwise.
Способы, раскрытые здесь, содержат один или несколько этапов или действий для осуществления описанного способа. Этапы и/или действия способа могут заменять друг друга, не выходя за пределы объема формулы изобретения. Другими словами, если не определен конкретный порядок этапов или действий, порядок и/или использование конкретных этапов и/или действий может изменяться, не выходя за пределы объема формулы изобретения.The methods disclosed herein comprise one or more steps or actions for implementing the described method. The steps and / or actions of the method can replace each other without going beyond the scope of the claims. In other words, unless a specific order of steps or actions is defined, the order and / or use of specific steps and / or actions can be changed without departing from the scope of the claims.
Физическая сущность метода нестационарного заводнения заключается в периодическом повышении и снижении давления нагнетания рабочего агента, например воды. В период повышения происходит внедрение закачиваемой воды в низкопроницаемые зоны и интенсивное перераспределение жидкости в пласте за счет капиллярной пропитки во время снижения пластового давления. В результате интенсифицируется выработка низкопроницаемых коллекторов.The physical essence of the method of non-stationary flooding consists in the periodic increase and decrease in the discharge pressure of a working agent, for example, water. During the increase period, the injection of water into low-permeability zones and the intensive redistribution of fluid in the formation due to capillary impregnation during a decrease in reservoir pressure occur. As a result, the production of low permeability reservoirs is intensified.
Настоящее изобретение раскрывает следующий способ осуществления эксплуатации нефтяной залежи с использованием нестационарного заводнения.The present invention discloses the following method for operating an oil reservoir using non-stationary flooding.
Добыча нефти производится группой добывающих скважин, работающих непрерывно. Периодическое (с периодом, равным времени рабочего цикла) повышение и понижение давления осуществляется путем пуска группы нагнетательных скважин на промежуток времени работы Тр и последующего ее останова на промежуток времени простоя Тп. Объем (скорость) закачки рабочего агента в период работы для каждой нагнетательной скважины при этом определяют постоянным.Oil is produced by a group of production wells operating continuously. Periodic (with a period equal to the operating cycle time) pressure increase and decrease is carried out by starting up a group of injection wells for a period of time T r and then stopping it for a period of downtime T p. Volume (speed) of the injection of a working agent during operation for each injection the wells are determined constant.
По группе скважин (определенного КНС, БГ (блок напорной гребенки)) проводят исследования кривой падения (восстановления) давления с целью определения максимального и минимального времени восстановления пластового давления по каждой нагнетательной скважине.For a group of wells (a certain KNS, BG (block of pressure head comb)), a pressure drop (recovery) curve is studied to determine the maximum and minimum time to restore reservoir pressure for each injection well.
Периоды циклирования (время работы Тр и простоя Тп) при этом определяют следующим образом.Cycling periods (operating time T p and idle time T p ) are then determined as follows.
Время работы нагнетательных скважин определяют исходя из времени начала реагирования добывающих скважин на закачку, а именно - как среднее арифметическое времен реагирования каждой добывающей скважины на закачку через каждую нагнетательную скважину, что позволяет учесть особенности влияния нагнетательной скважины (время реагирования при определенных объемах и интенсивности закачки, в зависимости от удаления добывающей скважины от нагнетательной) на каждую добывающую скважину. Под временем начала реагирования определенной добывающей скважины на закачку через определенную нагнетающую скважину понимается время, за которое волна давления в пласте, инициированная в момент начала закачки через нагнетательную скважину, достигает добывающей скважины. Время начала реагирования может быть определено, например, с помощью исследования межскважинного пространства методом гидропрослушивания либо исходя из динамики работы добывающих скважин (в этом случае время реагирования определяется по зависимости изменения забойного давления, обводненности от изменения объемов закачки влияющей нагнетательной скважины).The operating time of injection wells is determined based on the start time of the response of production wells to injection, namely, the arithmetic average of the response times of each production well to injection through each injection well, which allows you to take into account the peculiarities of the effect of the injection well (response time for certain volumes and intensity of injection, depending on the removal of the producing well from the injection) for each producing well. By the time the response of a particular production well starts to be injected through a specific injection well, it is understood the time during which the pressure wave in the formation, initiated at the time of the start of injection through the injection well, reaches the production well. The response start time can be determined, for example, by studying the interwell space by the method of hydraulic listening or based on the dynamics of the production wells (in this case, the response time is determined by the dependence of the bottomhole pressure, water cut on the change in injection volumes of the affecting injection well).
Время простоя нагнетательных скважин выбирается таким образом, чтобы обеспечивались следующие условия:The idle time of injection wells is selected so that the following conditions are met:
а) За выбранное Тп не должно происходить полного восстановления пластового давления на какой-либо нагнетательной скважине из группы скважин, что обеспечит перепад давления между зонами отбора и нагнетания, а следовательно, обеспечит непрерывное движение жидкости по пласту в сторону забоя добывающих скважин;a) For the selected T p there should not be a complete restoration of reservoir pressure at any injection well from a group of wells, which will ensure a pressure differential between the zones of extraction and injection, and therefore will ensure continuous movement of fluid through the formation towards the bottom of production wells;
б) Выбранное Тп должно обеспечивать максимальную амплитуду создаваемой волны, что обеспечит создание устойчивых волн до зон отбора.b) The selected T p should provide the maximum amplitude of the generated wave, which will ensure the creation of stable waves to the selection zones.
Исходя из этого, для каждой скважины определяют время, за которое давление в скважине уменьшается (восстанавливается) на 65-75% от разности между достигнутым во время нагнетания давлением Рнагн. и первоначальным статическим давлением Рст. на забое нагнетательной скважины. Затем среди всех скважин в группе нагнетательных скважин определяют минимальное время, за которое давление в скважине уменьшается на 65-75% от разности между Рнагн. и Рст. и принимают его как время Тп простоя группы нагнетательных скважины.Based on this, for each well, the time is determined for which the pressure in the well decreases (recovers) by 65-75% of the difference between the pressure P pump achieved during injection . and initial static pressure P Art. at the bottom of the injection well. Then, among all the wells in the group of injection wells, the minimum time for which the pressure in the well is reduced by 65-75% of the difference between P pump is determined. and R Art. and take it as the time T p idle group of injection wells.
Примерный вариант осуществления:An exemplary embodiment:
Каждая из 3-х нагнетательных скважин оказывает влияние на 3 добывающие скважины. Выбирается циклический режим работы нагнетательной скважины, который бы позволил оценить ее влияние на добывающие скважины.Each of the 3 injection wells affects 3 production wells. A cyclic mode of operation of the injection well is selected, which would make it possible to evaluate its effect on production wells.
Сначала осуществляют закачку рабочего агента через одну нагнетательную скважину и получают значения Tp1, Тр2, Тр3 времени реагирования каждой добывающей скважины (Фиг. 1). Эта процедура проводится для всех нагнетательных скважин циклируемого участка. Затем по всем полученным значениям времен реагирования вычисляется среднее арифметическое значение, которое принимается в качестве времени работы Тр нагнетательных скважин.First, the working agent is injected through one injection well and the values of T p1 , T p2 , T p3 of the response time of each production well are obtained (Fig. 1). This procedure is carried out for all injection wells of the cycled area. Then, for all the obtained values of the response times, the arithmetic mean value is calculated, which is taken as the operating time T p injection wells.
В случае, если фиксируется избыточное влияние какой-либо нагнетательной скважины в сторону определенной добывающей скважины, то для данной нагнетательной скважины время простоя увеличивается на значение, необходимое для эффективной эксплуатации конкретной добывающей скважины. В случае, если выбранное время работы нагнетательной скважины будет недостаточным для поддержания необходимого пластового давления на какой-либо добывающей скважине, иными словами - фиксируется недостаточное влияние нагнетательной скважины, то время простоя данной нагнетательной скважины уменьшается на значение, необходимое для эффективной эксплуатации конкретной добывающей скважины. В этом случае, время работы нагнетательных скважин необходимо менять поскважинно. При этом сам период цикла не изменяется. Кроме того, необходимо предусмотреть использование потокоотклоняющих технологий для данных нагнетательных скважин, для создания возможности циклирования режима работы нагнетательных скважин группами.If an excessive influence of an injection well is detected towards a specific production well, then for a given injection well the downtime increases by the value necessary for the effective operation of a specific production well. If the selected operating time of the injection well is insufficient to maintain the required reservoir pressure at any producing well, in other words, the insufficient effect of the injection well is recorded, then the downtime of this injection well is reduced by the value necessary for the effective operation of a particular producing well. In this case, the operating time of injection wells must be changed downhole. Moreover, the cycle period itself does not change. In addition, it is necessary to provide for the use of flow diverting technologies for these injection wells in order to create the possibility of cycling the mode of operation of injection wells in groups.
Далее по группе нагнетательных скважин проводят исследования кривых падения давления (Фиг. 2). По каждой скважине определяют время, за которое давление в скважине после прекращения закачки рабочего агента падает до значения Рвосст., причем давление Рвосст. меньше давления Рнагн., достигнутого в скважине во время закачки рабочего агента, на 65-75% от разности между давлением Рнагн. и первоначальным статическим давлением Рст. в нагнетательной скважине. В данном конкретном варианте осуществления Рвосст. меньше давления Рнагн. на 70% от разности между давлением Рнагн. и давлением Рст., т.е. Рвосст.=Рнагн.-0,7(Рнагн.-Рст.). Согласно полученным результатам Тп2>Тп1>Тп3, следовательно, время простоя данной группы нагнетательных скважин должно быть не больше Тп3. Таким образом, минимальное среди нагнетательных скважин время падения давления в скважине после прекращения закачки рабочего агента на 65-75% от разности между давлением, достигнутым во время закачки рабочего агента, и первоначальным статическим давлением в нагнетательной скважине принимается в качестве времени простоя группы нагнетательных скважин.Next, a group of injection wells conduct studies of pressure drop curves (Fig. 2). For each well, the time is determined for which the pressure in the well after the termination of the injection of the working agent drops to the value of Prest. moreover, the pressure P rest. less pressure P pump. achieved in the well during the injection of the working agent, by 65-75% of the difference between the pressure P nag. and initial static pressure P Art. in the injection well. In this particular embodiment, P rev. less pressure P pump. 70% of the difference between the pressure P pump. and pressure P Art. , i.e. R rest. = P discharge. -0.7 (P discharge. -P Art. ). According to the results obtained T p2 > T p1 > T p3 , therefore, the downtime of this group of injection wells should be no more than T p3 . Thus, the minimum time of pressure drop in the well among injection wells after the termination of the injection of the working agent by 65-75% of the difference between the pressure achieved during the injection of the working agent and the initial static pressure in the injection well is taken as the downtime of the group of injection wells.
Приведенный выше вариант осуществления описан для случая, когда имеется 3 нагнетательных скважины и 3 добывающих скважины. Однако настоящее изобретение может применяться для произвольного числа нагнетательных и добывающих скважин на нефтяной залежи.The above embodiment is described for the case when there are 3 injection wells and 3 production wells. However, the present invention can be applied to an arbitrary number of injection and production wells in an oil reservoir.
В том случае, если выбранный режим работы нагнетательных скважин (Тр и Тп) не позволяет эффективно разрабатывать участок (из-за недостаточного влияния на реагирующие скважины или обводнения добывающей скважины закачиваемой водой), то регулировка режима работы нагнетательных скважин группами (с помощью КНС, БГ) исключается и производится для каждой скважины индивидуально.In the event that the selected mode of operation of the injection wells (T r and T p ) does not allow to efficiently develop the site (due to insufficient influence on the reacting wells or flooding of the producing well with injected water), then the adjustment of the operating mode of the injection wells in groups (using SPS , BG) is excluded and produced individually for each well.
Это создает дополнительные трудности в организационном плане, когда необходимо одновременно остановить/запустить 5-10 скважин.This creates additional difficulties in the organizational plan, when it is necessary to simultaneously stop / start 5-10 wells.
Для исключения данной проблемы рекомендуется устанавливать на место стандартной линейной задвижки нагнетательной скважины автоматические задвижки с электроприводом на дистанционном управлении, что позволит контролировать режим работы каждой скважины индивидуально с диспетчерского пульта.To eliminate this problem, it is recommended to install in place of the standard linear shutter of the injection well automatic shutters with electric actuator on remote control, which will allow you to control the operation mode of each well individually from the control room.
Выбрав время работы и простоя скважин нагнетательного фонда, нагнетательные скважины запускаются в работу (Фиг. 3). За время циклирования необходимо следить за изменением давления в зоне отбора и обводненностью добываемой продукции, для исключения прорыва вод по промытым участкам коллектора.Having chosen the operating time and idle time of the wells of the injection fund, the injection wells are put into operation (Fig. 3). During the cycling period, it is necessary to monitor the pressure change in the extraction zone and the water cut of the extracted products, in order to prevent water breakthrough in the washed sections of the collector.
Регулировку времени работы нагнетательных скважин производят с помощью КНС, БГ. Добывающие скважины работают непрерывно.The adjustment of the operating time of the injection wells is carried out using SPS, BG. Production wells operate continuously.
Claims (14)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016107291A RU2614834C1 (en) | 2016-02-29 | 2016-02-29 | Operation method of oil pool by using nonstationary waterflood |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016107291A RU2614834C1 (en) | 2016-02-29 | 2016-02-29 | Operation method of oil pool by using nonstationary waterflood |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2614834C1 true RU2614834C1 (en) | 2017-03-29 |
Family
ID=58507092
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016107291A RU2614834C1 (en) | 2016-02-29 | 2016-02-29 | Operation method of oil pool by using nonstationary waterflood |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2614834C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2701761C1 (en) * | 2018-11-22 | 2019-10-01 | Арам Аветикович Давтян | Control method of oil production at mature separate oil deposit |
| RU2716759C1 (en) * | 2019-07-02 | 2020-03-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for nonstationary development of low-permeability reservoirs |
| CN113818849A (en) * | 2020-06-18 | 2021-12-21 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for improving oil extraction speed of oil-water reverse migration development with low cost |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2236568C1 (en) * | 2003-10-28 | 2004-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting an oil deposit |
| US8176979B2 (en) * | 2008-12-11 | 2012-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Injection well surveillance system |
| RU2481465C1 (en) * | 2012-07-23 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2482269C2 (en) * | 2011-08-19 | 2013-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for increasing oil recovery of deposit in carbonate reservoirs of fracture-pore type |
| RU2494236C1 (en) * | 2012-10-17 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2543841C1 (en) * | 2014-05-21 | 2015-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
-
2016
- 2016-02-29 RU RU2016107291A patent/RU2614834C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2236568C1 (en) * | 2003-10-28 | 2004-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting an oil deposit |
| US8176979B2 (en) * | 2008-12-11 | 2012-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Injection well surveillance system |
| RU2482269C2 (en) * | 2011-08-19 | 2013-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for increasing oil recovery of deposit in carbonate reservoirs of fracture-pore type |
| RU2481465C1 (en) * | 2012-07-23 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2494236C1 (en) * | 2012-10-17 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2543841C1 (en) * | 2014-05-21 | 2015-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2701761C1 (en) * | 2018-11-22 | 2019-10-01 | Арам Аветикович Давтян | Control method of oil production at mature separate oil deposit |
| RU2716759C1 (en) * | 2019-07-02 | 2020-03-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for nonstationary development of low-permeability reservoirs |
| CN113818849A (en) * | 2020-06-18 | 2021-12-21 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for improving oil extraction speed of oil-water reverse migration development with low cost |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2132939C1 (en) | Method of developing multiple-zone oil deposit | |
| RU2614834C1 (en) | Operation method of oil pool by using nonstationary waterflood | |
| RU2247828C2 (en) | Method for extraction of oil deposit | |
| RU2417306C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| RU2003111855A (en) | METHOD FOR DEVELOPING OIL DEPOSIT | |
| RU2060366C1 (en) | Method for developing oil deposit | |
| RU2504647C2 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| CN111119832A (en) | Unstable alternate mining method and device for facing horizontal well pattern | |
| RU2087686C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2189438C1 (en) | Method of oil field development | |
| RU2132940C1 (en) | Method for development of multibed oil deposit at unsteady conditions | |
| RU2465445C2 (en) | Method of developing oil pool sung horizontal injection wells | |
| SU1693233A1 (en) | Method of producing non-uniform oil field with viscous oil | |
| RU2354812C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2418155C1 (en) | Method of system cyclic development of oil deposit at late stage | |
| RU2191255C1 (en) | Method of oil pool development | |
| CN110939425A (en) | A method and device for alternately exploiting the seven-point method of viewing inversely facing the horizontal well pattern | |
| RU2162141C1 (en) | Method of oil pool development | |
| CN119195707A (en) | Oil extraction method, device and storage medium | |
| RU2230896C1 (en) | Method for excavation of a water-flooded oil reservoir | |
| EA037109B1 (en) | Method for oil reservoir development | |
| RU2166069C1 (en) | Process of exploitation of oil fields under conditions of flooding | |
| RU2657589C1 (en) | Method for developing the oil deposit | |
| RU2579029C1 (en) | Method of oil field development with regard to restoration of formation background temperature |