RU2321731C2 - Oil field development method (variants) - Google Patents
Oil field development method (variants) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2321731C2 RU2321731C2 RU2006115198/03A RU2006115198A RU2321731C2 RU 2321731 C2 RU2321731 C2 RU 2321731C2 RU 2006115198/03 A RU2006115198/03 A RU 2006115198/03A RU 2006115198 A RU2006115198 A RU 2006115198A RU 2321731 C2 RU2321731 C2 RU 2321731C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- water
- well
- ejector
- pressure chamber
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи посредством нагнетания водогазовой смеси в водонасыщенный объем ниже водонефтяного контакта (ВНК).The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing an oil deposit by forcing a water-gas mixture into a water-saturated volume below the oil-water contact (WOC).
Известны способы закачки в пласт водогазовой смеси, образованной в процессе эжекции: Пат. 2088752 Е21В 43/20 «Способ разработки нефтяного месторождения»; Пат. 2269646 Е21В 43/20 «Способ вытеснения нефти из пласта»; З. №93003931 Е21В 43/22 «Способ разработки нефтяного месторождения»; З. №94007734 Е21В 43/22 «Способ разработки нефтяного пласта», З. №99121601 Е21В 43/20 «Способ вытеснения нефти из пласта». При этом водогазовую смесь приготавливают либо на поверхности, либо в стволе скважины.Known methods of injecting into the reservoir water-gas mixture formed in the process of ejection: Pat. 2088752 Е21В 43/20 “Method for the development of an oil field”; Pat. 2269646 ЕВВ 43/20 "Method for the displacement of oil from the reservoir"; Z. No. 93003931 Е21В 43/22 “Method for the development of an oil field”; Z. No. 94007734 Е21В 43/22 “Method for the development of an oil reservoir”, Z. No. 99121601 Е21В 43/20 “Method for the displacement of oil from a reservoir”. In this case, the gas-water mixture is prepared either on the surface or in the wellbore.
Для смешения воды и газа эжектированием на глубине в стволе скважины закачивают с устья одновременно по разным линиям воду и газ: Пат. 2269646 «Способ вытеснения нефти из пласта». Для этого необходим источник газа высокого давления внешний, а также коммуникации для подачи газа к устью скважины. В отдельных случаях может потребоваться очистка и компримирование газа. Кроме дополнительных капитальных затрат, обусловленных подачей внешнего газа, предназначенного для смешения с водой, возникают также дополнительные эксплуатационные расходы. Это является существенным недостатком способов, включающих подачу на эжектирование в скважину газа с устья.To mix water and gas by ejection at a depth in the wellbore, water and gas are simultaneously pumped from the wellhead along different lines: Pat. 2269646 "Method for the displacement of oil from the reservoir." This requires an external high-pressure gas source, as well as communications for supplying gas to the wellhead. In some cases, gas cleaning and compression may be required. In addition to additional capital costs due to the supply of external gas intended for mixing with water, there are also additional operating costs. This is a significant drawback of methods, including the supply of gas from the wellhead for ejection into the well.
Наиболее близким к предлагаемому является «Способ разработки нефтяного пласта» пат. №2060378, МПК 6 Е21В 43/24.Closest to the proposed is the "Method for the development of oil reservoir" US Pat. No. 2060378, IPC 6 Е21В 43/24.
Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи исключает необходимость в подаче на жидкостно-газовый эжектор газа с устья скважины. В качестве источника газа высокого давления используются имеющиеся в разрезе скважины ниже или выше интервала нагнетания водогазовой смеси газовые пласты или газовые шапки.The proposed method for developing an oil reservoir eliminates the need for gas to be supplied to the liquid-gas ejector from the wellhead. As a source of high pressure gas, gas strata or gas caps available in the section of the well below or above the injection interval of the gas-water mixture are used.
В предлагаемом способе газ отбирают из одного из указанных источников и без подъема на поверхность направляют в камеру низкого давления жидкостно-газового эжектора, установленного на колонне лифтовых труб в интервале нагнетания водогазовой смеси в пласт.In the proposed method, gas is taken from one of these sources and without lifting to the surface is directed to a low-pressure chamber of a liquid-gas ejector mounted on a column of elevator pipes in the interval of injection of the water-gas mixture into the formation.
Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в повышении нефтеотдачи, а также в снижении капитальных и эксплуатационных затрат.The technical result to which the invention is directed is to increase oil recovery, as well as to reduce capital and operating costs.
Для достижения названного технического результата предлагается:To achieve the named technical result, it is proposed:
1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий нагнетание в скважину с эксплуатационной колонной воды по колонне лифтовых труб, установку в скважине разобщающих устройств-пакеров, спуск в скважину на колонне лифтовых труб жидкостно-газового эжектора с камерой низкого давления для закачки водогазовой смеси, выкид которого гидравлически сообщают с водонасыщенным объемом, при наличии в залежи газового пласта или газовой шапки, расположенных ниже интервала закачки водогазовой смеси, одно из разобщающих устройств устанавливают выше интервала закачки водогазовой смеси, а второе - между интервалом закачки водогазовой смеси и газовым пластом или газовой шапкой, камеру низкого давления спущенного в скважину жидкостно-газового эжектора через полость, образованную между наружными стенками лифтовых труб и внутренними стенками эксплуатационной колонны-патрубка, сообщают с хвостовиком, нижний конец которого сообщают через перфорационные отверстия с газовым пластом, при этом эксплуатационную колонну-патрубок сверху сообщают с затрубным пространством.1. A method of developing an oil deposit, including injecting water into a well with a production column through a string of elevator pipes, installing uncoupling packers in the well, launching a liquid-gas ejector with a low-pressure chamber into the well on a string of elevator pipes to inject a gas-gas mixture, the discharge of which hydraulically communicate with a water-saturated volume, if there is a gas reservoir or a gas cap in the reservoir located below the water-gas mixture injection interval, one of the uncoupling devices is installed above the inter tore off the injection of the water-gas mixture, and the second, between the interval of injection of the gas-water mixture and the gas reservoir or gas cap, the low-pressure chamber of the liquid-gas ejector lowered into the well through the cavity formed between the outer walls of the lift pipes and the inner walls of the production casing pipe, communicate with the shank , the lower end of which is communicated through perforations with a gas reservoir, while the production string-pipe from above communicates with the annulus.
2. Способ разработки нефтяной залежи, включающий нагнетание в скважину с эксплуатационной колонной воды по колонне лифтовых труб, установку в скважине разобщающего устройства-пакера, спуск в скважину на колонне лифтовых труб жидкостно-газового эжектора с камерой низкого давления для закачки водогазовой смеси, выкид которого гидравлически сообщают с водонасыщеным объемом, при наличии газового пласта или газовой шапки в залежи и расположении их выше интервала закачки водогазовой смеси, разобщающее устройство-пакер устанавливают между интервалом закачки водогазовой смеси и газовым пластом или газовой шапкой, камеру низкого давления спущенного в скважину жидкостно-газового эжектора размещают выше разобщающего устройства-пакера и сообщают через полость, образованную между наружными стенками лифтовых труб и внутренними стенками эксплуатационной колонны-патрубка через перфорационные отверстия с газовым пластом, при этом эксплуатационную колонну-патрубок сверху сообщают с затрубным пространством.2. A method of developing an oil deposit, including injecting water into a well with a production column through a column of elevator pipes, installing an uncoupling device-packer in a well, lowering a liquid-gas ejector with a low-pressure chamber into the well at a column of elevator pipes to inject a gas-gas mixture, the discharge of which hydraulically communicate with the water-saturated volume, in the presence of a gas reservoir or gas cap in the reservoir and their location above the interval of injection of the water-gas mixture, the uncoupling device-packer is installed between and with the gas-gas mixture injection interval and the gas reservoir or gas cap, the low-pressure chamber of the liquid-gas ejector lowered into the well is placed above the disconnecting device-packer and communicate through the cavity formed between the outer walls of the lift pipes and the inner walls of the production string through the perforations with gas formation, while the production casing-pipe on top communicate with the annulus.
Предлагаемый способ поясняется чертежом. На фиг.1 представлен вариант предлагаемого способа применительно к расположению газового пласта в разрезе скважины ниже интервала нагнетания водогазовой смеси.The proposed method is illustrated in the drawing. Figure 1 presents a variant of the proposed method in relation to the location of the gas reservoir in the context of the well below the interval of injection of the gas mixture.
Согласно предлагаемому способу по данному варианту, в скважине 1, предназначенной для закачки водогазовой смеси в водонасыщенный объем 2, расположенный ниже ВНК, устанавливают разобщающие устройства-пакеры: верхнее 3 - выше интервала закачки водогазовой смеси, и нижнее 4 - ниже интервала закачки водогазовой смеси. В интервале между этими разобщающими устройствами-пакерами на колонне лифтовых труб 5 устанавливают жидкостно-газовый эжектор 6, рабочее высоконапорное - активное сопло 7 гидравлически сообщено с внутренней полостью колонны лифтовых труб 5, а камеру низкого давления 8 через полость 9, образованную между наружными стенками эжектора 6 и внутренними стенками патрубка 10, сообщают с хвостовиком 11, нижний конец которого сообщают через перфорационные отверстия 12 с газовым пластом 13. Жидкостно-газовый эжектор 6 снабжен двумя расположенными диаметрально-противоположно выкидами 14, имеющими гидравлическую связь через перфорационные отверстия 15 с водонасыщенным объемом 2, расположенным под нефтяной залежью 16.According to the proposed method according to this option, in the
Способ по данному варианту осуществляется следующим образом. Вода, подаваемая под напором с устья скважины в колонну лифтовых труб 5, поступает на рабочее высоконапорное - активное сопло 7 эжектора 6. За счет высокой скорости истечения воды из сопла 7 в камере низкого давления 8 создается пониженное давление, что способствует поступлению газа из газового пласта 13 через перфорационные отверстия 12, хвостовик 11, полость 9 в камеру низкого давления 8. Образующаяся в жидкостно-газовом эжекторе 6 водогазовая смесь через выкиды 14 и перфорационные отверстия 15 поступает в водонасыщенный объем 2.The method according to this option is as follows. The water supplied under pressure from the wellhead to the string of
Необходимым условием работы эжектора 6 в рассмотренном варианте является снижение в камере низкого давления 8 динамического давления Рн1 до величины, обеспечивающей переток газа из газового пласта 13 в камеру низкого давления с заданным расходом Q1. Необходимая величина Рн1 находится по формуле (I):A necessary condition for the operation of the
где Pг1 - пластовое давление в газовом пласте 13;where P g1 - reservoir pressure in the
A1, B1 - коэффициенты фильтрационного сопротивления притоку газа в скважину из газового пласта 13;A 1 , B 1 - filtration resistance coefficients for gas inflow into the well from the
D1, F1, λ1 - соответственно внутренний диаметр, площадь живого сечения и коэффициент гидравлических сопротивлений хвостовика 11;D 1 , F 1 , λ 1 - respectively, the inner diameter, living area and coefficient of hydraulic resistance of the
H1 - расстояние по вертикали от середины интервала перфорационных отверстий 12 до входа в камеру низкого давления 8;H 1 - the vertical distance from the middle of the interval of the
T1, Z1 - соответственно средние значения температуры и коэффициента сверхсжимаемости газа по длине хвостовика 11;T 1 , Z 1 - respectively, the average temperature and supercompressibility coefficient of the gas along the length of the
Рст; Тст - соответственно давление и температура при стандартных условиях;R article ; T article - respectively pressure and temperature under standard conditions;
g - ускорение силы тяжести;g is the acceleration of gravity;
ρст - плотность газа при стандартных условиях.ρ st - gas density under standard conditions.
На фиг.2 представлен вариант предлагаемого способа применительно к расположению газового пласта в разрезе скважины выше интервала нагнетания водогазовой смеси.Figure 2 presents a variant of the proposed method in relation to the location of the gas reservoir in the context of the well above the interval of injection of the gas mixture.
Согласно предлагаемому способу по данному варианту в скважине 1, предназначенной для закачки водогазовой смеси в водонасыщенный объем 2, расположенный ниже ВНК, устанавливают разобщающее устройство-пакер 3 между газовым пластом 13 и интервалом закачки водогазовой смеси в водонасыщенный объем 2; на колонне лифтовых труб 5 устанавливают жидкостно-газовый эжектор 6. При этом располагают рабочее высоконапорное - активное сопло 7 и камеру низкого давления 8 эжектора выше пакера 3. Сообщают камеру низкого давления 8 через полость затрубного пространства 17, образованную между внутренними стенками эксплуатационной колонны скважины Dвэ и наружными стенками лифтовых труб Dнл, перфорационными отверстиями 12 с газовым пластом 13, а выкид 14 жидкостно-газового эжектора 6 через хвостовик 11 и перфорационные отверстия 15 сообщают с водонасыщенным объемом 2, расположенным под нефтяной залежью 16.According to the proposed method according to this option, in the
Способ по данному варианту осуществляется следующим образом. Вода, подаваемая под напором с устья скважины в колонну лифтовых труб 5, поступает на рабочее высоконапорное - активное сопло 7 эжектора 6. За счет высокой скорости истечения воды из сопла 7 в камере низкого давления 8 создается пониженное давление, что способствует поступлению газа из газового пласта 13 через перфорационные отверстия 12, полость затрубного пространства 17 в камеру низкого давления 8. Образующаяся в жидкостно-газовом эжекторе 6 водогазовая смесь через выкид 14 перфорационные отверстия 15 поступает в водонасыщенный объем 2.The method according to this option is as follows. The water supplied under pressure from the wellhead to the string of
Необходимым условием работы эжектора 6 в данном варианте является снижение в камере низкого давления 8 динамического давления Рн2 до величины, обеспечивающей переток газа из газового пласта 13 в камеру низкого давления с заданным расходом Q2. Величина Рн2 находится по формуле (4):A necessary condition for the operation of the
где Рг2 - пластовое давление в газовом пласте 13;where P g2 - reservoir pressure in the
А2, В2 - коэффициенты фильтрационного сопротивления притоку газа из газового пласта 13;And 2 , In 2 - the coefficients of the filtration resistance to the influx of gas from the
D2, F2, λ2 - соответственно, гидравлический диаметр, площадь живого сечения и коэффициент гидравлических сопротивлений полости затрубного пространства 17;D 2 , F 2 , λ 2 - respectively, the hydraulic diameter, living area and coefficient of hydraulic resistance of the cavity of the
Н2 - расстояние по вертикали от середины интервала перфорационных отверстий 12 до входа в камеру низкого давления 8;N 2 is the vertical distance from the middle of the interval of the
Т2, Z2 - соответственно, средние значения температуры и коэффициента сверхсжимаемости газа по длине полости затрубного пространства 17;T 2 , Z 2 - respectively, the average temperature and the coefficient of supercompressibility of the gas along the length of the cavity of the
Рст, Тст - соответственно, давление и температура при стандартных условиях;R article , T article - respectively, pressure and temperature under standard conditions;
g - ускорение силы тяжести;g is the acceleration of gravity;
ρст - плотность газа при стандартных условиях.ρ st - gas density under standard conditions.
Режим работы жидкостно-газового эжектора: давление на входе в рабочее высоконапорное - активное сопло эжектора, расход подаваемой на эжектор с устья воды, расход перепускаемого в камеру низкого давления газа, давление водогазовой смеси на выходе из эжектора рассчитывают по известным методикам: Мищенко И.Т. и др. «Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами». - М., 2005.The operation mode of the liquid-gas ejector: the pressure at the inlet to the high-pressure working - the active nozzle of the ejector, the flow rate supplied to the ejector from the mouth of the water, the flow rate of the gas transferred to the low-pressure chamber, the pressure of the gas-gas mixture at the outlet of the ejector is calculated by known methods: I. Mishchenko . and others. "The choice of the method of operating wells in oil fields with hard-to-recover reserves." - M., 2005.
Контроль давления в камере низкого давления можно осуществлять расчетным способом по замерам давления в полости затрубного пространства скважины - между внутренними стенками труб эксплуатационной колонны и наружными стенками колонны лифтовых труб, в том числе и на устье скважины.The pressure control in the low-pressure chamber can be carried out by calculation by measuring the pressure in the cavity of the annulus of the well — between the inner walls of the production string pipes and the outer walls of the lift pipe string, including at the wellhead.
При расположении газового пласта ниже интервала нагнетания водогазовой смеси, когда выше газового пласта установлено разобщающее устройство-пакер - для возможности контроля давления в камере низкого давления эжектора используется сообщенная с камерой низкого давления полость затрубного пространства выше разобщающего устройства-пакера.When the gas reservoir is located below the injection interval of the water-gas mixture, when an uncoupling device-packer is installed above the gas formation - to control the pressure in the low pressure chamber of the ejector, the cavity of the annulus above the uncoupling device-communicator connected with the low-pressure chamber is used.
При расположении газового пласта выше интервала нагнетания водогазовой смеси, когда отсутствует разобщающее устройство-пакер над газовым пластом, также можно использовать замеры давления в затрубном пространстве скважины, в том числе и на устье скважины.When the gas reservoir is located above the injection interval of the water-gas mixture, when there is no disconnecting device-packer above the gas reservoir, it is also possible to use pressure measurements in the annulus of the well, including at the wellhead.
Контроль расхода газа, поступающего в камеру низкого давления из газовых пластов или газовых шапок, осуществляется расчетным методом на основе предварительно проведенных исследований, при этом используются индикаторные линии - зависимости между дебитом газа и величиной разности квадратов давлений: пластового и в скважине в интервале поступления газа.The flow rate of gas entering the low-pressure chamber from gas reservoirs or gas caps is controlled by the calculation method based on preliminary studies, using indicator lines - the relationship between the gas flow rate and the value of the difference of the squares of pressure: reservoir and in the well in the gas supply interval.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006115198/03A RU2321731C2 (en) | 2006-05-02 | 2006-05-02 | Oil field development method (variants) |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006115198/03A RU2321731C2 (en) | 2006-05-02 | 2006-05-02 | Oil field development method (variants) |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2006115198A RU2006115198A (en) | 2007-11-27 |
RU2321731C2 true RU2321731C2 (en) | 2008-04-10 |
Family
ID=38959791
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006115198/03A RU2321731C2 (en) | 2006-05-02 | 2006-05-02 | Oil field development method (variants) |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2321731C2 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102182412A (en) * | 2011-04-11 | 2011-09-14 | 盐城彩阳电器阀门有限公司 | Complete equipment for plugging liner during operation under pressure |
CN105221124A (en) * | 2014-06-28 | 2016-01-06 | 长春市恒大石油机械有限公司 | A kind of eccentric injection mandrel with sand setting passage |
CN106194140A (en) * | 2016-08-29 | 2016-12-07 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | Shaft bottom water drainage gas production device and method thereof |
-
2006
- 2006-05-02 RU RU2006115198/03A patent/RU2321731C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102182412A (en) * | 2011-04-11 | 2011-09-14 | 盐城彩阳电器阀门有限公司 | Complete equipment for plugging liner during operation under pressure |
CN102182412B (en) * | 2011-04-11 | 2016-01-27 | 江苏新彩阳机电技术有限公司 | Complete equipment for plugging liner during operation under pressure |
CN105221124A (en) * | 2014-06-28 | 2016-01-06 | 长春市恒大石油机械有限公司 | A kind of eccentric injection mandrel with sand setting passage |
CN106194140A (en) * | 2016-08-29 | 2016-12-07 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | Shaft bottom water drainage gas production device and method thereof |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2006115198A (en) | 2007-11-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
US20030141073A1 (en) | Advanced gas injection method and apparatus liquid hydrocarbon recovery complex | |
US20090095467A1 (en) | Bypass gas lift system and method for producing a well | |
US10337296B2 (en) | Gas lift assembly | |
RU2334131C1 (en) | Well jet unit "эмпи-угис-(31-40)ш" | |
RU2303172C1 (en) | Well jet plant and its operation method | |
US20100032153A1 (en) | Bypass gas lift system and method for producing a well | |
RU2372530C1 (en) | Borehole jet system for logging and developing horizontal wells with abnormal low formation pressures | |
RU2321731C2 (en) | Oil field development method (variants) | |
WO2007149008A1 (en) | Method for operating a well jet device at a hydraulic fracturing of multilayer hydrocarbon reservoirs | |
RU2347889C2 (en) | Fluid maintenance or decrease method and mechanism used in gas well bottom holes | |
RU2539486C1 (en) | Method for oil development with horizontal wells | |
RU2473821C1 (en) | Borehole jetting unit for hydrofrac and well tests | |
US20090301708A1 (en) | Parallel fracturing system for wellbores | |
RU2323331C1 (en) | Method for stacked oil pool development with the use of simultaneous separate working agent injection | |
WO2007126331A1 (en) | Method for operating a jet device for developing and operating oil- and-gas wells | |
RU2438008C1 (en) | Procedure for simultaneous operation of several objects in producer and device for its implementation | |
RU2308593C1 (en) | Device for well fluid lifting at later well development stages | |
US20120073820A1 (en) | Chemical Injector for Wells | |
WO2008127148A1 (en) | Well jet device | |
RU2769027C1 (en) | Method for intensifying the production of reservoir products with bottom water (options) | |
RU2237153C1 (en) | Device for removing liquid from gas well | |
RU2246610C1 (en) | Method for cleaning face-adjacent bed area | |
RU184369U1 (en) | Device for directing fluid flow | |
RU2123102C1 (en) | Method of gas-lift operation of well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20111031 |
|
PD4A | Correction of name of patent owner | ||
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190503 |