RU2260681C2 - Oil and gas deposit development method - Google Patents
Oil and gas deposit development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2260681C2 RU2260681C2 RU2001122000/03A RU2001122000A RU2260681C2 RU 2260681 C2 RU2260681 C2 RU 2260681C2 RU 2001122000/03 A RU2001122000/03 A RU 2001122000/03A RU 2001122000 A RU2001122000 A RU 2001122000A RU 2260681 C2 RU2260681 C2 RU 2260681C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- oil
- reservoir
- wells
- production
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки газонефтяных залежей, в которых газовые, нефтяные и водоносные пласты разделены пластами непроницаемых пород.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for developing gas and oil deposits, in which gas, oil and aquifers are separated by impermeable rocks.
Известен способ разработки нефтегазоконденсатных месторождений (Патент №2079639 МПК 6 Е 21 В 43/14, опубл. 20.05.97, Бюл. №14), при котором производят бурение перепускных скважин за контуром нефтеносности до глубин, вскрывающих автономную зону \сверхгидростатических\ давлений, при этом создают подвижный регулируемый газоводяной вал на контуре нефтеносности углеводородной залежи путем регулируемого перепуска пластовой газонасыщенной термальной воды через пробуренные перепускные скважины из зоны \сверхгидростатических\ давлений под нефтеносную законтурную зону разрабатываемого месторождения с последующим использованием перепускных скважин в качестве эксплуатационных при разработке вышележащего горизонта. Для использования способа необходимы дополнительные затраты на бурение перепускных скважин, а использование их в качестве эксплуатационных приводит к нерациональному использованию пластовой энергии.There is a method of developing oil and gas condensate fields (Patent No. 2079639 IPC 6 E 21 B 43/14, publ. 05/20/97, Bull. No. 14), in which bypass wells are drilled behind the oil circuit to depths revealing an autonomous zone of superhydrostatic pressure, at the same time, a movable adjustable gas-water shaft is created on the oil content profile of the hydrocarbon deposit by means of controlled transfer of formation gas-saturated thermal water through drilled bypass wells from the zone of superhydrostatic pressure to the oil source the contour zone of the field being developed, followed by the use of bypass wells as production wells in the development of the overlying horizon. To use the method additional costs are required for drilling bypass wells, and their use as production leads to irrational use of reservoir energy.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является выбранный в качестве прототипа способ разработки по а.с. №1818466, М. кл. 5 Е 21 В 43/12, опубликованное 30.05.93, Бюл. №20. Он предусматривает проводку стволов горизонтальных скважин вдоль нижней части нефтенасыщеного коллектора с подъемом ствола в верхнюю его часть, в газовую шапку. В результате этого подъем нефти осуществляется за счет энергии сжатого газа газовой шапки, за счет естественного газлифта. Регулирование притока газа производится с использованием дросселя, устанавливаемого в эксплуатационной колонне в непосредственной близости от газонефтяного контакта. При существующей газогидравлической связи между коллекторами давление в нефтяном и газовом пластах будут быстро уравниваться. А это делает невозможным использование энергии газовой шапки как для поддержания давления в нефтяном пласте, так и для вытеснения нефти из пласта, что приводит к уменьшению нефтеотдачи, нерациональному использованию пластовой энергии и преждевременному переходу на механизированную добычу. Кроме того, данный по прототипу способ не предусматривает случай, когда газовые, нефтяные и водоносные пласты разделены непроницаемыми породами.Closest to the technical nature of the claimed is the selected as a prototype development method for AS No. 1818466, M. cl. 5 E 21 B 43/12, published 05/30/93, Bull. No. 20. It provides for wiring horizontal wellbores along the lower part of the oil-saturated reservoir with the barrel rising to its upper part, into the gas cap. As a result, the rise of oil is carried out due to the energy of the compressed gas of the gas cap, due to the natural gas lift. Gas flow is regulated using a throttle installed in the production casing in the immediate vicinity of the gas-oil contact. With the existing gas-hydraulic connection between the reservoirs, the pressure in the oil and gas reservoirs will quickly equalize. And this makes it impossible to use the energy of the gas cap both to maintain pressure in the oil reservoir and to displace oil from the reservoir, which leads to a decrease in oil recovery, irrational use of reservoir energy and a premature transition to mechanized production. In addition, this prototype method does not provide for the case when gas, oil and aquifers are separated by impermeable rocks.
Задача изобретения - продление сроков фонтанной эксплуатации и повышение нефтеотдачи путем рационального использования пластовой энергии посредством контроля и управления процессом межпластовых и внутрипластовых перетоков газообразного или жидкого флюида.The objective of the invention is to extend the duration of fountain operation and increase oil recovery through the rational use of reservoir energy through monitoring and control of the process of inter-reservoir and in-situ flows of gaseous or liquid fluid.
Поставленная задача достигается применением горизонтальных скважин двух типов конструкций. Первый тип имеет обсаженное ответвление с герметизацией затрубного пространства, направленное вверх, на пересечение интервала непроницаемого пласта и на вскрытие газового пласта. Это есть тип исключительно добывающих скважин. Второй тип дополнительно имеет обсаженные ответвления с герметизацией затрубного пространства, направленные вниз, на пересечение нижележащего непроницаемого пласта и на вскрытие высоконапорного водоносного пласта. Подобные скважины используются сначала как добывающие, потом как нагнетательные, а затем опять как добывающие.The task is achieved by using horizontal wells of two types of structures. The first type has a cased branch with sealing of the annulus directed upward at the intersection of the interval of the impermeable layer and at the opening of the gas layer. This is a type of exclusively producing wells. The second type additionally has cased branches with sealing the annulus directed downward at the intersection of the underlying impermeable layer and at the opening of the high-pressure aquifer. Such wells are used first as production wells, then as injection wells, and then again as production wells.
Разработка газонефтяной залежи осуществляется в несколько последующих этапов:The development of gas and oil deposits is carried out in several subsequent stages:
1. На первом этапе производится перфорация горизонтальных участков всех пробуренных скважин и отбор нефти до конца периода фонтанной эксплуатации.1. At the first stage, the horizontal sections of all drilled wells are perforated and oil is taken until the end of the fountain operation period.
2. На втором этапе осуществляется контролируемый переток газа из газового пласта в нефтяную зону скважины с помощью специального регулирующего перепускного устройства, которое устанавливается между газоносным и нефтеносным пластами и которое управляется с поверхности посредством насосно-компрессорных труб или иной дистанционной передачи. В результате контролируемого перетока газа давление нефтяного столба в скважине будет уменьшаться, и давления в нефтяном пласте опять будет хватать для фонтанирования скважины (газлифт). Газ газового пласта при добыче нефти после сепарации транспортируется в газопровод, и при полном замещении в скважине нефти газом совместная добыча нефти и газа прекращается.2. At the second stage, a controlled flow of gas from the gas reservoir into the oil zone of the well is carried out using a special regulating bypass device, which is installed between the gas-bearing and oil-bearing reservoirs and which is controlled from the surface by tubing or other remote transmission. As a result of the controlled gas flow, the pressure of the oil column in the well will decrease, and the pressure in the oil reservoir will again suffice for flowing the well (gas lift). The gas of the gas reservoir during oil production after separation is transported to the gas pipeline, and when the gas well is completely replaced with gas, the joint production of oil and gas ceases.
3. На третьем этапе эксплуатации производят разработку нефтеносного пласта с использованием энергий как водоносного, так и газоносного пластов. Здесь часть скважин переводят в водонагнетательные, с перекрытием газовых ответвлений, а другую часть оставляют добывающими. При этом в нагнетательных скважинах герметизируют ответвления в газоносный пласт и перфорируют ответвления в водоносном пласте. Далее осуществляют контролируемый переток воды из водоносного пласта в нефтяную зону каждой нагнетательной скважины с помощью специального регулирующего перепускного устройства, которое устанавливается между водоносным и нефтеносным пластами и которое управляется с поверхности, например, посредством насосно-компрессорных труб или иной дистанционной передачи. При этом устья нагнетательных скважин перекрывают. В результате контролируемые перетоки воды устремляются из горизонтальных участков нагнетательных скважин в нефтяной пласт и начинают вытеснять нефть по направлению к горизонтальным участкам добывающих скважин. При этом давление нефтеносного пласта увеличивается и скважина опять начинает фонтанировать. Данный этап разработки проводят до конца рентабельного фонтанирования (либо до соответствующего истощения газоносного и водоносного пластов, при котором произойдет выравнивание энергий (давлений) водоносных, нефтеносных и газоносных пластов, либо до критического обводнения добывающих скважин).3. At the third stage of operation, an oil reservoir is developed using the energies of both an aquifer and a gas reservoir. Here, part of the wells is transferred to water injection, with overlapping gas branches, and the other part is left producing. At the same time, in the injection wells, the branches in the gas-bearing formation are sealed and the branches in the aquifer are perforated. Next, a controlled flow of water from the aquifer to the oil zone of each injection well is carried out using a special regulating bypass device, which is installed between the aquifer and oil reservoirs and which is controlled from the surface, for example, by tubing or other remote transmission. At the same time, the mouths of injection wells are blocked. As a result, controlled water flows flow from the horizontal sections of the injection wells into the oil reservoir and begin to displace the oil in the direction of the horizontal sections of the producing wells. In this case, the pressure of the oil reservoir increases and the well again begins to gush. This development stage is carried out until the end of cost-effective gushing (or until the corresponding depletion of the gas-bearing and water-bearing strata, at which the energies (pressures) of the water-bearing, oil-bearing and gas-bearing strata will equalize, or until the wells are critically flooded).
4. На четвертом этапе эксплуатации производят обычную, например, механизированную добычу нефти из нефтяного пласта с поддержанием пластового давления. При этом нижние ответвления в водоносный пласт у бывших нагнетательных скважин могут быть герметизированы, а сами скважины могут быть переведены в разряд добывающих или нагнетательных с подачей вытесняющей жидкости или газа с поверхности. Данный этап производят, во-первых, если пластовая энергия в нагнетательных пластах истощилась, а критического обводнения скважин пока не наступило. И, во-вторых, если оставшиеся расчетные запасы нефти позволяют надеяться на рентабельную добычу нефти механизированным способом. Этап производят до полного истощения нефтяного пласта, или до конца рентабельности.4. In the fourth stage of operation, conventional, for example, mechanized production of oil from an oil reservoir is carried out, while maintaining reservoir pressure. In this case, the lower branches into the aquifer at the former injection wells can be sealed, and the wells themselves can be transferred to the production or injection category with the supply of displacing liquid or gas from the surface. This stage is carried out, firstly, if the reservoir energy in the injection reservoirs has been depleted, and critical watering of the wells has not yet occurred. And secondly, if the remaining estimated oil reserves allow us to hope for profitable oil production by a mechanized method. The stage is carried out until the complete depletion of the oil reservoir, or until the end of profitability.
5. На пятом этапе эксплуатации производят доразработку истощенного газового пласта. Этап производят до конца рентабельности.5. At the fifth stage of operation, additional development of the depleted gas reservoir is carried out. The stage is carried out until the end of profitability.
Отличительными признаками заявленного изобретения является:Distinctive features of the claimed invention is:
1) Дополнительное использование конструкций скважин, у которых горизонтальные стволы имеют по два обсаженных ответвления, с герметизацией затрубного пространства, одно из которых направлено вверх, на пересечение интервала непроницаемого пласта и на вскрытие газового пласта, а другое направленно вниз, на пересечение нижележащего непроницаемого пласта и вскрытие высоконапорного водоносного пласта.1) The additional use of well designs, in which the horizontal wells have two cased branches, with sealing the annulus, one of which is directed upward, at the intersection of the interval of the impermeable reservoir and at the opening of the gas reservoir, and the other downward, at the intersection of the underlying impermeable reservoir and opening of a high-pressure aquifer.
3) Использование скважинных ответвлений в качестве нагнетательных линий: газовых ответвлений для газлифта, а водяных для вытеснения нефти из пласта и для повышения пластового давления.3) The use of downhole branches as injection lines: gas branches for gas lift, and water branches for displacing oil from the reservoir and to increase reservoir pressure.
4) Производство сравнительно раздельной, а затем совместной эксплуатации скважин, с переводом части скважин в разряд нагнетательных.4) Production of relatively separate, and then joint operation of wells, with the transfer of part of the wells to the discharge category.
5) Осуществление контролируемых межпластовых и внутрипластовых перетоков флюидов с помощью специальных регулирующих перепускных устройств, которые устанавливаются в скважинах между пластами-коллекторами и пластами-источниками энергии и которые управляются с поверхности, например, посредством насосно-компрессорных труб или иной дистанционной передачи.5) Implementation of controlled inter-reservoir and in-situ fluid flows using special regulatory bypass devices that are installed in the wells between reservoirs and reservoirs of energy sources and which are controlled from the surface, for example, via tubing or other remote transmission.
Отличительные признаки не были известны из патентной и научно-технической информации. В связи с этим считаем, что заявленное решение считается новым.Distinctive features were not known from patent and scientific and technical information. In this regard, we believe that the announced decision is considered new.
Заявленная совокупность существенных отличительных признаков является неизвестной, что позволяет нам сделать вывод, что техническое решение имеет изобретательский уровень.The claimed combination of essential distinguishing features is unknown, which allows us to conclude that the technical solution has an inventive step.
Заявленный способ может быть осуществлен специализированным предприятием или организацией, что соответствует критерию промышленной применимости.The claimed method can be carried out by a specialized enterprise or organization, which meets the criterion of industrial applicability.
Предлагаемый способ может быть осуществлен по следующему примеру:The proposed method can be carried out according to the following example:
ПримерExample
Исходные данные:Initial data:
Блочная разработка месторождения.Block field development.
Б) Число скважин нечетное, например равное пяти.B) The number of wells is odd, for example, equal to five.
В) Ряд горизонтальных скважин охватывает площадь всего блока разработки.C) A number of horizontal wells cover the area of the entire development block.
Разработка газонефтяной залежи осуществляется на основе применения скважин первого типа с одним ответвлением (фиг.1) и скважин второго типа с двумя ответвлениями (фиг.2). Каждая скважина с одним ответвлением (фиг.1) имеет участки 1, 2 и 3. Участок 1 является вертикальным, пробуренным сквозь газоносный пласт Г газонефтяной залежи, участок 2 является горизонтальным, пробуренным в нефтеносном пласте Н, участок 3 является верхним ответвлением в газоносный пласт. Для регулировки перетока газа из газоносного пласта в горизонтальный участок скважина первого типа оснащается регулировочным перепускным устройством 4. Такие скважины водоносный пласт В не вскрывают. Скважины с одним ответвлением используют энергию только газового пласта и являются исключительно добывающими скважинами.The development of gas-oil deposits is carried out on the basis of the use of wells of the first type with one branch (figure 1) and wells of the second type with two branches (figure 2). Each well with one branch (Fig. 1) has
Каждая скважина с двумя ответвлениями (фиг.2.) имеет участки 1, 2, 3 и 5. Участок 1 является вертикальным, пробуренным сквозь газоносный пласт Г газонефтяной залежи, участок 2 является горизонтальным, пробуренным в нефтеносном пласте Н, участок 3 является верхним ответвлением в газоносный пласт, участок 5 является нижним ответвлением в водоносный пласт В. Для регулировки перетока флюидов из газоносного и водоносного пластов в горизонтальный участок скважина второго типа оснащается регулировочными перепускными устройствами 4. Скважины с двумя ответвлениями, кроме энергии газоносного пласта, используют энергию водоносного пласта, и на определенных этапах разработки сначала переводятся из разряда добывающих в разряд нагнетательных скважин, а затем обратно из разряда нагнетательных в разряд добывающих скважин.Each well with two branches (Fig. 2) has
Если общее число скважин в ряду равно пяти, то можно принять, что нечетные скважины будут иметь по одному ответвлению (всего три скважины), а четные по два ответвления (всего две скважины).If the total number of wells in the row is five, then we can assume that the odd wells will have one branch (three wells in total), and even two branches (only two wells).
Разработка газонефтяной залежи осуществляется в следующей последовательности:The development of gas and oil deposits is carried out in the following sequence:
1. Приступают к началу первого этапа. При этом перфорируют горизонтальные участки пробуренных скважин.1. Proceed to the beginning of the first stage. At the same time, horizontal sections of drilled wells are perforated.
2. Вызывают приток нефти из скважин (освоение скважин).2. Cause the influx of oil from the wells (well development).
3. Осуществляют планомерный отбор нефти из скважин, как показано на схеме (фиг.3). Здесь блок разработки ограничен линией 1, а скважины являются горизонтальными проекциями фиг.1 и фиг.2. Из устья 2 каждой скважины стрелкой обозначен выход пластового флюида, который до этого двигался в направлении 3 по горизонтальному участку скважины 4. Верхнее ответвление 5 (каждой скважины в газоносный пласт) и нижнее ответвление 6 (каждой скважины второго типа в водоносный пласт) бездействуют. Направление движений пластовых флюидов к горизонтальным участкам скважин обозначено стрелками 7. Отбор нефти производят до конца рентабельности, когда давление нефтеносного пласта будет стремиться к уровню давления столба жидкости в скважине.3. Carry out a systematic selection of oil from the wells, as shown in the diagram (figure 3). Here, the development block is limited by
4. Приступают к началу второго этапа. При этом останавливают добычу нефти.4. Proceed to the beginning of the second stage. At the same time, oil production is stopped.
5. Производят в скважинах перфорацию верхних ответвлений, направленных в газовый пласт.5. Perforate the upper branches directed into the gas reservoir in the wells.
6. На колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в каждую скважину спускается пакер, поворотный регулирующий клапан и замок с левой резьбой. Данную компоновку устанавливают между газоносным и нефтеносным пластами и производят пакеровку для их разобщения.6. On the tubing string (tubing), a packer, a rotary control valve and a left-hand lock are lowered into each well. This arrangement is established between the gas-bearing and oil-bearing strata and is packaged to separate them.
Примечание: 1) В данном случае регулирующий клапан должен закрываться при вращении НКТ вправо. 2) При спуске компоновки замок с левой резьбой свинчивают с заданным контролирующим усилием для предупреждения развинчивания колонны при передаче крутящего момента поворотному регулирующему клапану.Note: 1) In this case, the control valve should close when the tubing rotates to the right. 2) When the assembly is launched, the left-hand lock is screwed up with a predetermined control force to prevent the column from unscrewing when transmitting torque to the rotary control valve.
7. Вызывают притоки из газового пласта.7. Cause inflows from the gas reservoir.
8. В каждой скважине с помощью поворота колонны НКТ воздействуют на поворотный регулирующий клапан и регулируют объемы перетока газа из газового пласта в нефтяную зону скважины. Газа перепускают столько, чтобы не передавать давление газового пласта нефтяному, а только чтобы частично замещать в скважине нефть. В результате давление нефтяного столба в скважине будет уменьшаться и давления в нефтяном пласте опять будет хватать для фонтанирования скважины по методу газлифта. Этот процесс схематично представлен на фиг.4. Данная схема почти такая же, как на фиг.3, но с отличием в виде стрелок 8, обозначающих направление движения газа (в верхних ответвлениях скважин), поступающего из газоносного пласта. Газ газового пласта при добыче нефти после сепарации транспортируется в газопровод, и при полном замещении в скважине нефти газом совместная добыча нефти и газа прекращается.8. In each well, by turning the tubing string, they act on the rotary control valve and regulate the volumes of gas flow from the gas reservoir to the oil zone of the well. Gas is bypassed so much so as not to transfer the pressure of the gas reservoir to the oil, but only to partially replace the oil in the well. As a result, the pressure of the oil column in the well will decrease and the pressure in the oil reservoir will again be enough to gush the well using the gas lift method. This process is schematically represented in FIG. 4. This scheme is almost the same as in figure 3, but with a difference in the form of
9. Приступают к началу третьего этапа (фиг.5). При этом останавливают добычу нефти и газа и закрывают перепускные клапаны.9. Proceed to the beginning of the third stage (figure 5). At the same time, oil and gas production is stopped and the bypass valves are closed.
10. В каждой скважине второго типа (четные скважины) нагружают НКТ избыточным крутящим моментом вправо, в результате чего отворачивают колонну НКТ вместе с ниппелем замка с левой резьбой от оставшейся компоновки с пакером и поворотным регулирующим клапаном в верхнем ответвлении. При этом отвороте поворотный регулирующий клапан полностью закрывается.10. In each well of the second type (even wells), the tubing is loaded with excess torque to the right, as a result of which the tubing string with the left-hand thread lock nipple is turned away from the remaining assembly with the packer and a rotary control valve in the upper branch. In this flap, the rotary control valve closes completely.
11. Из каждой скважины второго типа извлекают открученную колонну НКТ, в результате чего газ не поступает в скважины, а их горизонтальные участки 4 освобождаются для последующих технологических операций.11. A twisted tubing string is removed from each well of the second type, as a result of which the gas does not enter the wells, and their
12. Переводят скважины второго типа в разряд нагнетательных и перфорируют их нижние ответвления 6 (в водоносный пласт).12. Transfer the wells of the second type to the discharge category and perforate their lower branches 6 (into the aquifer).
13. На колонне НКТ в каждую нагнетательную скважину спускается пакер, поворотный регулирующий клапан и замок с левой резьбой. Данную компоновку устанавливают между нефтеносным и водоносным пластами и производят пакеровку для их разобщения.13. On the tubing string, a packer, a rotary control valve and a left-handed lock are lowered into each injection well. This arrangement is established between the oil and aquifer and packing for their separation.
14. В нагнетательных скважинах вызывают приток воды 9 из водоносного пласта.14. In the injection wells cause the influx of
15. Перекрывают устья 10 нагнетательных скважин, в результате чего вода из водоносного пласта через нижние ответвления 6 нагнетательных скважин устремляется в пласт и начинает вытеснять нефть по направлениям 7 в сторону добывающих скважин. При этом давление водоносного пласта начинает передаваться нефтяному пласту.15. Block the mouths of 10 injection wells, as a result of which water from the aquifer through the lower branches of 6 injection wells rushes into the formation and begins to displace oil in
16. Величину межпластового перетока воды регулируют посредством регулирующих поворотных клапанов компоновок по п.13.16. The value of the inter-layer flow of water is regulated by means of the control rotary valves of the arrangements according to item 13.
17. При достаточном (для рентабельности) восстановлении пластового давления начинается отбор нефти через устья 2 добывающих скважин. Причем в добывающих скважинах регулируют объемы перетока 8 газа из газоносного пласта по п.8.. Газ газового пласта при добыче нефти после сепарации транспортируется в газопровод. Если в добывающих скважинах произойдет полное замещение нефти газом, то совместная добыча нефти и газа прекращается, после чего приступают сразу к пятому этапу разработки. Если в процессе данного этапа разработки давления в газоносном пласте перестает хватать для газлифта, а энергии водоносного пласта еще хватает для поддержания пластового давления, то добыча нефти производится до тех пор, пока не произойдет критическое обводнение добывающих скважин. После этого сразу приступают к пятому этапу эксплуатации. Если же затем произойдет уменьшение давления в водоносном пласте до давления столба жидкости в скважине (если произойдет истощение как нефтеносного, так и водоносного пластов), то приступают к четвертому этапу разработки.17. With sufficient (for profitability) recovery of reservoir pressure, oil selection begins through the mouths of 2 production wells. Moreover, in production wells, the volume of
18. Приступают к началу четвертого этапа (обычная механизированная добыча). При этом временно останавливают добычу.18. Proceed to the beginning of the fourth stage (ordinary mechanized mining). At the same time, production is temporarily stopped.
19. В каждой скважине первого типа нагружают НКТ избыточным крутящим моментом вправо, в результате чего отворачивают колонну НКТ вместе с ниппелем замка с левой резьбой от оставшейся компоновки с пакером и поворотным регулирующим клапаном (в верхнем ответвлении). При этом отвороте поворотный регулирующий клапан полностью закрывается.19. In each well of the first type, the tubing is loaded with excess torque to the right, as a result of which the tubing string with the left-hand thread lock nipple is turned away from the remaining assembly with the packer and a rotary control valve (in the upper branch). In this flap, the rotary control valve closes completely.
20. Из каждой скважины первого типа извлекают открученную колонну НКТ, в результате чего газ не поступает в скважины, а их горизонтальные участки освобождаются для последующих технологических операций.20. A twisted tubing string is removed from each well of the first type, as a result of which gas does not enter the wells, and their horizontal sections are freed for subsequent technological operations.
21. В каждой скважине второго типа нагружают НКТ избыточным крутящим моментом вправо, в результате чего отворачивают колонну НКТ вместе с ниппелем замка с левой резьбой от оставшейся компоновки с пакером и поворотным регулирующим клапаном в нижнем ответвлении. При этом отвороте поворотный регулирующий клапан полностью закрывается.21. In each well of the second type, the tubing is loaded with excess torque to the right, as a result of which the tubing string with the left-hand lock nipple is turned away from the remaining assembly with the packer and a rotary control valve in the lower branch. In this flap, the rotary control valve closes completely.
22. Из каждой скважины второго типа извлекают открученную колонну НКТ, в результате чего вода не поступает в скважины, а их горизонтальные участки освобождаются для последующих технологических операций.22. A twisted tubing string is removed from each well of the second type, as a result of which water does not enter the wells, and their horizontal sections are freed for subsequent technological operations.
23. Производят механическую добычу нефти, например с помощью винтового насоса с верхним приводом. Добычу производят до конца рентабельности.23. Produce mechanical oil production, for example using a screw pump with a top drive. Extraction is carried out until the end of profitability.
24. Приступают к пятому этапу разработки (доразработка газового пласта). При этом временно приостанавливают добычу.24. Proceed to the fifth stage of development (additional development of the gas reservoir). At the same time, production is temporarily suspended.
25. Спускают в скважины первого и второго типа извлеченные ранее компоновки НКТ по п.п.20 и 11. Прикручивают их обратно к нижним частям компоновок НКТ, оставленных в скважинных ответвлениях в газоносный пласт.25. The previously extracted tubing layouts according to items 20 and 11 are lowered into the wells of the first and second types. Screw them back to the lower parts of the tubing layout left in the borehole branches in the gas-bearing formation.
26. Извлекают из скважин компоновки с регулирующим поворотным клапаном и пакером.26. Remove from the wells layout with a control rotary valve and packer.
27. Приступают к разработке истощенного газоносного пласта (с возможной перфорацией вертикального участка обсадной конструкции на уровне газового пласта у каждой добывающей скважины). Добычу производят до конца рентабельности.27. Proceed to the development of a depleted gas-bearing formation (with possible perforation of the vertical section of the casing at the level of the gas formation at each producing well). Extraction is carried out until the end of profitability.
Заявляемый способ разработки надежен, так как основан на современных буровых и нефтегазодобывающих технологиях.The inventive method of development is reliable, as it is based on modern drilling and oil and gas production technologies.
Заявляемый способ особенно эффективен при больших ресурсах водоносного пласта, так как в этом случае может быть полностью исключен механизированный (четвертый) этап разработки.The inventive method is especially effective for large aquifer resources, since in this case the mechanized (fourth) development stage can be completely eliminated.
ЛитератураLiterature
1. Патент №2079639, МПК 6 Е 21 В 43/14, опубликованное 20.05.1997 г., Бюл. №14.1. Patent No. 2079639, IPC 6 E 21 B 43/14, published May 20, 1997, Bull. Number 14.
2. А.с. №1818466, М. кл. 5 Е 21 В 43/20, опубликованное 30.05.1993 г., Бюл. №20.2. A.S. No. 1818466, M. cl. 5 E 21 B 43/20, published 05/30/1993, Bull. No. 20.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001122000/03A RU2260681C2 (en) | 2001-08-06 | 2001-08-06 | Oil and gas deposit development method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001122000/03A RU2260681C2 (en) | 2001-08-06 | 2001-08-06 | Oil and gas deposit development method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2001122000A RU2001122000A (en) | 2002-03-10 |
| RU2260681C2 true RU2260681C2 (en) | 2005-09-20 |
Family
ID=35849188
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001122000/03A RU2260681C2 (en) | 2001-08-06 | 2001-08-06 | Oil and gas deposit development method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2260681C2 (en) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2477367C1 (en) * | 2011-09-07 | 2013-03-10 | Открытое акционерное общество "Пермнефтемашремонт" | Method of simultaneous stage operation and pumping of two formations with one well, and device for its implementation |
| RU2488690C1 (en) * | 2012-01-27 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposits with horizontal wells |
| RU2519243C1 (en) * | 2012-12-28 | 2014-06-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть") | Method of development of oil-and-gas deposits with bottom water |
| RU2530031C1 (en) * | 2013-08-07 | 2014-10-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of oil and gas condensate field development (versions) |
| RU2547530C1 (en) * | 2013-09-19 | 2015-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") | Method of development of gas-and-oil reservoirs |
| RU2580330C1 (en) * | 2015-04-15 | 2016-04-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of developing oil reservoir |
| RU2610485C1 (en) * | 2015-11-19 | 2017-02-13 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method of developing oil and gas deposits |
| RU2618246C1 (en) * | 2016-05-26 | 2017-05-03 | Акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (АО "РИТЭК") | Oil deposit development method |
| RU2622418C1 (en) * | 2016-04-06 | 2017-06-15 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of oil formation development |
| RU2720848C1 (en) * | 2020-01-20 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of oil deposit with inter-formation flows |
-
2001
- 2001-08-06 RU RU2001122000/03A patent/RU2260681C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2477367C1 (en) * | 2011-09-07 | 2013-03-10 | Открытое акционерное общество "Пермнефтемашремонт" | Method of simultaneous stage operation and pumping of two formations with one well, and device for its implementation |
| RU2488690C1 (en) * | 2012-01-27 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposits with horizontal wells |
| RU2519243C1 (en) * | 2012-12-28 | 2014-06-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть") | Method of development of oil-and-gas deposits with bottom water |
| RU2530031C1 (en) * | 2013-08-07 | 2014-10-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of oil and gas condensate field development (versions) |
| RU2547530C1 (en) * | 2013-09-19 | 2015-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") | Method of development of gas-and-oil reservoirs |
| RU2580330C1 (en) * | 2015-04-15 | 2016-04-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of developing oil reservoir |
| RU2610485C1 (en) * | 2015-11-19 | 2017-02-13 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method of developing oil and gas deposits |
| RU2622418C1 (en) * | 2016-04-06 | 2017-06-15 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of oil formation development |
| RU2618246C1 (en) * | 2016-05-26 | 2017-05-03 | Акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (АО "РИТЭК") | Oil deposit development method |
| RU2720848C1 (en) * | 2020-01-20 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of oil deposit with inter-formation flows |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3386508A (en) | Process and system for the recovery of viscous oil | |
| GB2327695A (en) | Hydrocarbon production using multilateral wellbores. | |
| NO312481B1 (en) | Methods for extracting hydrocarbons from underground formations | |
| US8413726B2 (en) | Apparatus, assembly and process for injecting fluid into a subterranean well | |
| CA2513070A1 (en) | Advanced gas injection method and apparatus liquid hydrocarbon recovery complex | |
| CA2794346C (en) | Pressure controlled well construction and operation systems and methods usable for hydrocarbon operations, storage and solution mining | |
| US9181776B2 (en) | Pressure controlled well construction and operation systems and methods usable for hydrocarbon operations, storage and solution mining | |
| EP2550422B1 (en) | Pressure controlled well construction and operation systems and methods usable for hydrocarbon operations, storage and solution mining | |
| RU2260681C2 (en) | Oil and gas deposit development method | |
| AU2011229956B2 (en) | Pressure controlled well construction and operation systems and methods usable for hydrocarbon operations, storage and solution mining | |
| RU2303125C1 (en) | Multizone oil reservoir development method | |
| NO318536B1 (en) | Well valve and method for simultaneous well production and well injection | |
| WO2011119197A1 (en) | Pressure controlled well construction and operation systems and methods usable for hydrocarbon operations, storage and solution mining | |
| US5366011A (en) | Method for producing high water-cut gas with in situ water-disposal | |
| RU2536523C1 (en) | Development of multi-zone gas field | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| RU2001122000A (en) | METHOD FOR DEVELOPING GAS-OIL DEPOSITS | |
| RU2279539C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| CA3026636C (en) | System and method for enhanced oil recovery | |
| EA029770B1 (en) | Oil production method | |
| US9404350B2 (en) | Flow-activated flow control device and method of using same in wellbores | |
| RU2601707C1 (en) | Method of development of oil and gas condensate deposit | |
| RU2769027C1 (en) | Method for intensifying the production of reservoir products with bottom water (options) | |
| RU2505667C1 (en) | Method of multilay field development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150807 |