RU2531074C2 - Method for arrangement of vertical and lateral flooding - Google Patents
Method for arrangement of vertical and lateral flooding Download PDFInfo
- Publication number
- RU2531074C2 RU2531074C2 RU2012141519/03A RU2012141519A RU2531074C2 RU 2531074 C2 RU2531074 C2 RU 2531074C2 RU 2012141519/03 A RU2012141519/03 A RU 2012141519/03A RU 2012141519 A RU2012141519 A RU 2012141519A RU 2531074 C2 RU2531074 C2 RU 2531074C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- formation
- reservoir
- packer
- production
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 39
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 36
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 29
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 25
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 25
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 6
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 claims description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 4
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 claims description 4
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 10
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 230000000994 depressogenic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, а именно к повышению нефтеотдачи нефтяных залежей за счет организации вертикально-латерального заводнения.The present invention relates to the oil industry, namely to increase the oil recovery of oil deposits by organizing vertical-lateral flooding.
Известен способ организации вертикально-латерального заводнения на основе использования системы горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин (см. Способ реализации вертикального заводнения нефтяной залежи. Патент РФ №2342523 / Закиров Э.С., Закиров С.Н., Индрупский И.М.). В указанном патенте под вертикальным заводнением понимают именно вертикально-латеральное заводнение, согласно более поздней типизации (см. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа: Часть 2, М.; Ижевск: Ин-т компьютер, исслед., 2009, с.85-86).There is a method of organizing vertical-lateral water flooding based on the use of a system of horizontal production and injection wells (see. Method for the implementation of vertical water flooding of an oil deposit. RF Patent No. 2342523 / Zakirov E.S., Zakirov S.N., Indrupsky I.M.). In this patent, vertical flooding is understood as vertical-lateral flooding, according to later typification (see Zakirov S.N., Indrupsky I.M., Zakirov E.S. et al. New principles and technologies for developing oil and gas fields: Part 2, M .; Izhevsk: Institute of Computer Science, 2009, pp. 85-86).
Данный способ предполагает бурение системы горизонтальных добывающих и нагнетательных стволов в варианте новых горизонтальных скважин или боковых стволов из ранее пробуренных вертикальных (наклонно направленных) скважин. Указанный способ наиболее предпочтителен для новых залежей, так как обеспечивает наилучшие технико-экономические показатели разработки.This method involves drilling a system of horizontal production and injection shafts in a variant of new horizontal wells or sidetracks from previously drilled vertical (directional) wells. The specified method is most preferable for new deposits, as it provides the best technical and economic indicators of development.
Основным недостатком указанного способа являются высокие затраты на бурение горизонтальных стволов при наличии ранее пробуренной системы вертикальных скважин. (Здесь и далее под вертикальными понимаем в том числе и наклонно направленные скважины, т.е. любые скважины с малым отклонением ствола от вертикали в пределах продуктивного пласта). Такая ситуация характерна для многих залежей нефти, длительно разрабатываемых на основе традиционных систем латерального заводнения.The main disadvantage of this method is the high cost of drilling horizontal wells in the presence of a previously drilled system of vertical wells. (Hereinafter, vertical is also understood as inclined directional wells, i.e., any wells with a small deviation of the wellbore from the vertical within the reservoir). This situation is typical for many oil deposits that have been developed for a long time on the basis of traditional lateral water flooding systems.
Наиболее близким к предлагаемому является способ (см. Способ разработки при расконсервации скважин и нефтяной залежи в целом. Патент РФ №2379492 / Закиров Э.С., Индрупский И.М., Аникеев Д.П., Закиров С.Н., Резванов Р.А., Морев В.А.), при котором:Closest to the proposed one is the method (see. The development method for re-conservation of wells and oil deposits in general. RF Patent No. 2379492 / Zakirov E.S., Indrupsky I.M., Anikeev D.P., Zakirov S.N., Rezvanov R.A., Morev V.A.), in which:
- для перехода к разработке (доразработке) залежи на основе вертикально-латерального заводнения используют простаивающие (находящиеся в консервации) ранее пробуренные вертикальные скважины;- to move to the development (additional development) of the reservoir on the basis of vertical-lateral flooding, idle (preserved) previously drilled vertical wells are used;
- в расконсервируемые простаивающие скважины спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) выше кровли продуктивного пласта и осуществляют цементирование забоя скважины под давлением на высоту более толщины пласта;- into unreserved idle wells, tubing (tubing) is lowered above the top of the reservoir and cemented bottom hole under pressure to a height greater than the thickness of the reservoir;
- в скважинах, расконсервируемых в качестве добывающих, созданный цементный стакан разбуривают и выполняют повторную перфорацию в интервале не более половины толщины продуктивного пласта, считая от кровли;- in wells, mothballed as producing, the created cement cup is drilled and repeated perforation is performed in the interval of not more than half the thickness of the reservoir, counting from the roof;
- в скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, созданный цементный стакан разбуривают до подошвы пласта, выполняют повторную перфорацию в интервале нижней одной трети пласта;- in wells mothballed as injection, the created cement cup is drilled to the bottom of the formation, repeated perforation is performed in the interval of the lower one third of the formation;
- в добывающие и нагнетательные скважины спускают насосно-компрессорные трубы с необходимым для выбранного способа эксплуатации оборудованием и запускают их в эксплуатацию.- tubing pipes with the necessary equipment for the selected method of operation are lowered into production and injection wells and put into operation.
Рассматриваемый способ обладает следующими недостатками.The considered method has the following disadvantages.
- Работы по разбуриванию сформированного цементного стакана в будущих добывающих или нагнетательных скважинах требуют привлечения соответствующих буровых бригад и оборудования, т.е. затратны по финансам и времени.- Work on drilling a formed cement cup in future production or injection wells requires the involvement of appropriate drilling crews and equipment, i.e. costly in finance and time.
- Возможно возникновение технических проблем и аварийных ситуаций при проведении операций по разбуриванию цементного стакана в стволах скважин старого фонда.- There may be technical problems and emergencies during operations to drill a cement cup in the well stocks of the old foundation.
- Так как разбуривание цементного стакана вызывает дополнительные нагрузки на ствол скважины, то возможно нарушение герметичности цементного камня выше кровли пласта, особенно в скважинах с многолетней историей эксплуатации.- Since drilling a cement cup causes additional stresses on the wellbore, it is possible that the cement stone is not tight above the top of the formation, especially in wells with a long history of operation.
- Возможно дополнительное ухудшение состояния призабойной зоны пласта при цементировании под давлением и повторной перфорации интервала, в дальнейшем используемого для добычи нефти или закачки воды.- There may be additional deterioration of the bottom-hole zone of the formation during cementing under pressure and repeated perforation of the interval later used for oil production or water injection.
Целью предлагаемого изобретения является организация вертикально-латерального заводнения на основе ранее пробуренных вертикальных скважин без применения дорогостоящих и трудоемких операций с использованием буровой техники.The aim of the invention is the organization of vertical-lateral flooding based on previously drilled vertical wells without the use of expensive and time-consuming operations using drilling equipment.
Поставленная цель достигается тем, что предлагаемый способ организации вертикально-латерального заводнения включает использование простаивающих (находящихся в консервации) вертикальных или наклонно направленных скважин и выбор скважин, расконсервируемых в качестве добывающих и нагнетательных, и отличается тем, что в расконсервируемых в качестве добывающих скважинах изолируют нижнюю половину продуктивного пласта, но оставляют незатронутым перфорированный интервал в верхней половине продуктивного пласта, спускают НКТ с глубинным насосом и/или другим оборудованием в соответствии с планируемым способом эксплуатации и запускают скважину в эксплуатацию с добычей продукции из перфорированной верхней половины продуктивного пласта; в скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, спускают НКТ с пакером, устанавливают пакер на уровне двух третей продуктивной толщины от кровли пласта и затем производят закачку воды в нижнюю треть продуктивного пласта.This goal is achieved in that the proposed method of organizing vertical lateral water flooding involves the use of idle (mothballed) vertical or directional wells and the selection of wells that are re-preserved as production and injection wells, and is characterized in that the lower half of the reservoir, but the perforated interval in the upper half of the reservoir is left unaffected, tubing with a deep pump and / or other equipment in accordance with the planned method of operation and start the well into operation with production from the perforated upper half of the reservoir; tubing with a packer is lowered in the wells, which are being preserved as injection wells, the packer is installed at the level of two thirds of the productive thickness from the top of the formation and then water is injected into the lower third of the reservoir.
В случае возможности и целесообразности применения операций по цементированию изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют путем установки цементного моста или заливки нижней части забоя цементом.If it is possible and advisable to use cementing operations, the isolation of the lower half of the reservoir is carried out by installing a cement bridge or pouring the bottom of the face with cement.
В случае отказа от операций цементирования изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют за счет применения специализированных НКТ с пакером, герметичной заглушкой на нижнем торце НКТ и наличием отверстий, щелей или других сквозных прорезей в НКТ на уровне верхней перфорированной половины продуктивного пласта; при этом пакер устанавливают на уровне середины толщины продуктивного пласта.In case of refusal from cementing operations, the isolation of the lower half of the reservoir is carried out through the use of specialized tubing with a packer, a sealed plug at the bottom of the tubing and the presence of holes, slots or other through cuts in the tubing at the level of the upper perforated half of the reservoir; wherein the packer is set at the midpoint of the thickness of the reservoir.
В случае, если в результате проведения работ по цементированию забоя или установки пакеров есть риск ухудшения состояния призабойной зоны пласта, то до ввода скважин в эксплуатацию выполняют повторную перфорацию на депрессии верхней половины пласта в добывающих скважинах и нижней трети пласта в нагнетательных скважинах.If, as a result of cementing the face or installing packers, there is a risk of deterioration of the bottom hole zone of the formation, then before the wells are put into operation, repeated perforation is performed on the depression of the upper half of the formation in production wells and the lower third of the formation in injection wells.
Для повышения надежности изоляции интервала от кровли пласта до предполагаемого места установки пакера в нагнетательных скважинах предварительно осуществляют закачку в верхние две трети пласта специализированных тампонажных и водоизолирующих составов (например, на полимерной основе) для герметизации перфорационных отверстий, трещин и других нарушений сплошности эксплуатационной колонны и цементного кольца, зазоров между цементным кольцом, эксплуатационной колонной и породой, а также для предотвращения фильтрации закачиваемой воды в верхней части продуктивного пласта в окрестности нагнетательной скважины.To increase the reliability of isolation of the interval from the roof of the formation to the intended installation site of the packer in injection wells, specialized grouting and water-insulating compositions (for example, polymer-based) are preliminarily injected into the upper two-thirds of the formation to seal perforations, cracks and other discontinuities in the production string and cement rings, gaps between the cement ring, production casing and rock, as well as to prevent pumped water from being filtered s in the upper part of the reservoir in the vicinity of the injection well.
Для повышения надежности изоляции без операций цементирования интервала от подошвы пласта до предполагаемого места установки пакера в добывающих скважинах предварительно осуществляют закачку в нижнюю половину пласта специализированных тампонажных и водоизолирующих составов для герметизации перфорационных отверстий, трещин и других нарушений сплошности эксплуатационной колонны и цементного кольца, зазоров между цементным кольцом, эксплуатационной колонной и породой, а также для предотвращения фильтрации воды в нижней части продуктивного пласта в окрестности добывающей скважины.To increase the reliability of isolation without cementing the interval from the bottom of the formation to the proposed installation site of the packer in production wells, specialized grouting and water-insulating compositions are preliminarily injected into the lower half of the formation to seal perforations, cracks and other discontinuities in the production string and cement ring, cement gap ring, production casing and rock, as well as to prevent water filtration in the lower part of the product active formation in the vicinity of the producing well.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
Как и способ-прототип, предлагаемый способ применим для нефтяной залежи, на которой имеется группа законсервированных (простаивающих) скважин, или вся нефтяная залежь находится в консервации. Причинами вывода скважин из эксплуатации являются высокая обводненность добываемой продукции или низкие дебиты скважин по нефти и отбор ее из залежи в целом.Like the prototype method, the proposed method is applicable to an oil reservoir, in which there is a group of suspended (idle) wells, or the entire oil reservoir is in conservation. The reasons for the decommissioning of wells are high water cut of produced products or low oil production rates and its selection from the reservoir as a whole.
При этом способ наиболее подходит для применения в случае, когда все или почти все скважины, добывающие и нагнетательные, являются вертикальными. То есть реализованная ранее система заводнения может расцениваться как система латерального заводнения. А простаивающий фонд скважин обусловлен негативными проявлениями латерального заводнения в типичных для большинства пластов условиях. То есть, когда продуктивный разрез представлен переслаиванием прослоев с различными значениями коэффициента проницаемости. Для подтверждения этого вывода используют данные промысловых геофизических исследований и адаптированной к показателям предшествующей эксплуатации скважин 3D гидродинамической модели об избирательном характере обводнения скважин по толщине пласта.Moreover, the method is most suitable for use in the case when all or almost all of the wells, producing and injection, are vertical. That is, the previously implemented water flooding system can be regarded as a lateral water flooding system. And the idle well stock is caused by negative manifestations of lateral water flooding in typical conditions for most reservoirs. That is, when a productive section is represented by interbedded interlayers with different values of the permeability coefficient. To confirm this conclusion, data from field geophysical studies and a 3D hydrodynamic model adapted to the indicators of previous operation of the wells on the selective nature of well watering by reservoir thickness are used.
Приводимые факторы позволяют, во-первых, сделать вывод, что система латерального заводнения исчерпала себя на расматриваемом участке или нефтяной залежи в целом. Во-вторых, отдается предпочтение переходу к доразработке залежи на основе вертикально-латерального заводнения за счет вывода из консервации группы скважин или нефтяной залежи в целом.These factors allow, firstly, to conclude that the lateral waterflooding system has exhausted itself in the area under consideration or the oil reservoir as a whole. Secondly, preference is given to the transition to further development of the reservoir on the basis of vertical-lateral flooding due to the withdrawal from the conservation of a group of wells or the oil reservoir as a whole.
Далее, как и в способе-прототипе, согласно ранее сформированной или альтернативной запроектированной системе размещения добывающих и нагнетательных скважин расконсервируемые скважины разделяют на будущие добывающие или нагнетательные.Further, as in the prototype method, according to a previously generated or alternative design system for the placement of production and injection wells, the non-preserved wells are divided into future production or injection wells.
Предлагаемый способ отличается последовательностью выполняемых технологических операций, в зависимости от предписываемой роли расконсервируемой скважине.The proposed method is distinguished by the sequence of technological operations performed, depending on the prescribed role of the non-conserved well.
В каждой скважине, расконсервируемой с целью добычи нефти, осуществляют изоляцию нижней половины толщины продуктивного пласта в одном из двух вариантов.In each well, re-preserving for the purpose of oil production, the lower half of the thickness of the reservoir is isolated in one of two ways.
В первом варианте устанавливают цементный мост с целью изоляции интервала продуктивного пласта ниже середины общей продуктивной толщины или осуществляют заливку цементом забоя скважины до середины общей продуктивной толщины пласта.In the first embodiment, a cement bridge is installed in order to isolate the interval of the productive formation below the middle of the total productive thickness or cement is put in the bottom of the well to the middle of the total productive thickness of the formation.
Во втором варианте, без операций цементирования, изоляцию нижней половины продуктивного интервала осуществляют за счет применения специализированных НКТ с пакером, герметичной заглушкой на нижнем торце и наличием отверстий, щелей или других сквозных прорезей в НКТ на уровне верхней перфорированной половины продуктивного пласта. При этом пакер устанавливают на уровне середины продуктивного пласта.In the second embodiment, without cementing operations, the isolation of the lower half of the productive interval is carried out through the use of specialized tubing with a packer, a tight plug at the lower end and the presence of holes, slots or other through cuts in the tubing at the level of the upper perforated half of the reservoir. In this case, the packer is installed at the level of the middle of the reservoir.
При наличии подошвенной воды в качестве толщины продуктивного пласта рассматривают нефтенасыщенную толщину, отсчитываемую от принятого начального положения водонефтяного контакта до кровли продуктивного пласта в данной скважине.In the presence of bottom water, the oil-saturated thickness counted from the accepted initial position of the oil-water contact to the top of the reservoir in this well is considered as the thickness of the reservoir.
Для повышения надежности изоляции нижней половины толщины пласта без цементирования предварительно осуществляют закачку специализированных тампонажных и водоизолирующих составов. Целью данных операций является герметизация перфорационных отверстий, трещин и других нарушений сплошности эксплуатационной колонны и цементного кольца, зазоров между цементным кольцом, эксплуатационной колонной и породой. А также предотвращение или ограничение фильтрации воды в нижней половине продуктивного пласта в окрестности добывающей скважины.To increase the reliability of insulation of the lower half of the thickness of the reservoir without cementing, specialized grouting and waterproofing compositions are preliminarily injected. The purpose of these operations is to seal perforations, cracks and other discontinuities in the production casing and cement ring, the gaps between the cement ring, production casing and rock. As well as preventing or limiting water filtration in the lower half of the reservoir in the vicinity of the producing well.
При проведении работ по цементированию может возникать риск поступления цемента или технических жидкостей в верхнюю перфорированную половину продуктивного пласта. В этом случае после изоляции нижней половины пласта выполняют повторную перфорацию в верхнем неизолированном интервале в условиях депрессии на продуктивный пласт.When carrying out cementing work, there may be a risk of cement or technical fluids entering the upper perforated half of the reservoir. In this case, after isolation of the lower half of the formation, repeated perforation is performed in the upper uninsulated interval under conditions of depression on the reservoir.
В случае возможности и целесообразности эксплуатации скважины фонтанным или компрессорным способом сначала спускают НКТ для фонтанной или компрессорной эксплуатации до кровли пласта с установкой пакера в затрубном пространстве. Затем выполняют перфорацию верхней половины пласта на депрессии перфоратором на кабеле или трубах малого диаметра, например гибких трубах. Это позволяет избежать ухудшения состояния призабойной зоны скважины при спускоподъемных операциях, проводимых при смене компоновки скважины.If it is possible and advisable to operate the well in a fountain or compressor way, the tubing for fountain or compressor operation is first lowered to the formation roof with the packer installed in the annulus. Then the perforation of the upper half of the formation is depressed by a perforator on a cable or pipes of small diameter, for example, flexible pipes. This avoids the deterioration of the bottomhole zone of the well during tripping operations carried out when changing the layout of the well.
В каждой скважине, расконсервируемой с целью нагнетания воды, спускают НКТ с пакером и устанавливают пакер на уровне 2/3 толщины продуктивного пласта, считая от кровли.In each well, re-preserving for the purpose of pumping water, a tubing with a packer is lowered and a packer is set at 2/3 of the thickness of the reservoir, counting from the roof.
Для повышения надежности изоляции верхних 2/3 толщины пласта предварительно осуществляют закачку специализированных тампонажных и водоизолирующих составов. Целью данных операций является герметизация перфорационных отверстий, трещин и других нарушений сплошности эксплуатационной колонны и цементного кольца, зазоров между цементным кольцом, эксплуатационной колонной и породой. А также предотвращение или ограничение фильтрации закачиваемой воды в верхней части продуктивного пласта в окрестности нагнетательной скважины.To increase the reliability of isolation of the upper 2/3 of the thickness of the reservoir, specialized grouting and waterproofing compositions are preliminarily injected. The purpose of these operations is to seal perforations, cracks and other discontinuities in the production casing and cement ring, the gaps between the cement ring, production casing and rock. As well as preventing or limiting the filtration of injected water in the upper part of the reservoir in the vicinity of the injection well.
При необходимости улучшения сообщения нижнего интервала забоя нагнетательной скважины с продуктивным пластом после спуска НКТ и установки пакера выполняют повторную перфорацию в интервале нижней одной трети пласта перфоратором на кабеле или трубах малого диаметра (например, гибких трубах) в условиях депрессии на пласт.If it is necessary to improve the communication of the lower interval of the bottom of the injection well with the reservoir after the tubing is lowered and the packer is installed, re-perforation is performed in the interval of the lower one third of the reservoir with a perforator on a cable or pipes of small diameter (for example, flexible pipes) under conditions of depression on the formation.
После завершения перечисленных подготовительных операций в нагнетательных скважинах начинают закачку воды в нижнюю часть пласта через колонну НКТ.After the completion of these preparatory operations in injection wells, water is injected into the lower part of the formation through a tubing string.
В добывающих скважинах начинают отбирать нефть из верхней части пласта на основе целесообразного для данной скважины способа эксплуатации (фонтанного или механизированного).In production wells, oil is started to be taken from the upper part of the reservoir on the basis of a method of production (fountain or mechanized) suitable for the well.
Обоснования предлагаемого способа и его достоинствJustification of the proposed method and its advantages
Предлагаемый способ предполагает при выполнении работ на скважинах применение апробированных технических и технологических решений. Отдельные используемые технологические операции успешно реализуются на большом количестве месторождений в России и мире в разных геологических и климатических условиях. Поэтому способ не нуждается в специальном доказательстве его реализуемости.The proposed method involves the implementation of work on wells using proven technical and technological solutions. Some used technological operations are successfully implemented at a large number of deposits in Russia and the world in different geological and climatic conditions. Therefore, the method does not need special proof of its feasibility.
Основное преимущество предлагаемого способа по сравнению со способом-прототипом заключается в отсутствии операций с использованием буровой техники. Следовательно, он является менее затратным с финансовой, организационной и временной точек зрения. И позволяет избежать технологических рисков, связанных с операциями бурения.The main advantage of the proposed method compared to the prototype method is the lack of operations using drilling equipment. Consequently, it is less costly from a financial, organizational and temporary point of view. And avoids the technological risks associated with drilling operations.
Применение пакерной компоновки в нагнетательных скважинах, особенно в комбинации с закачкой тампонирующих и водоизолирующих составов, может обеспечить более качественную изоляцию верхнего интервала пласта по сравнению со способом-прототипом. А именно, в способе-прототипе при разбуривании цементного стакана и его перфорации значительны риски нарушения целостности заколонного цементного кольца выше создаваемого интервала перфорации.The use of packer layout in injection wells, especially in combination with the injection of plugging and waterproofing compositions, can provide better insulation of the upper interval of the reservoir compared to the prototype method. Namely, in the prototype method when drilling a cement cup and its perforation, there are significant risks of violating the integrity of the annular cement ring above the created perforation interval.
Дополнительные перфорационные работы на депрессии, после спуска НКТ, позволяют улучшить сообщение забоев скважин с продуктивным пластом. Без его последующего ухудшения вследствие спускоподъемных операций. То есть, тем самым обеспечивают более высокие дебиты в добывающих и приемистости в нагнетательных скважинах.Additional perforation work on the depression, after the launch of the tubing, can improve the communication of the bottom faces of the wells with the reservoir. Without its subsequent deterioration due to tripping. That is, they thereby provide higher production rates and production rates in injection wells.
Таким образом, предлагаемый способ организации вертикально-латерального заводнения позволяет, без проведения операций, с использованием буровой техники, осуществить переход на доразработку залежи от ранее применявшегося латерального к более эффективному вертикально-латеральному заводнению с использованием простаивающих вертикальных (наклонно направленных) скважин.Thus, the proposed method of organizing vertical-lateral water flooding allows, without conducting operations, using drilling equipment, to switch to additional development of the reservoir from the previously used lateral to more effective vertical-lateral flooding using idle vertical (directional) wells.
В результате продлевается срок разработки залежи и соответственно возрастает конечная величина коэффициента извлечения нефти (КИН), что сегодня весьма актуально для нефтедобывающей отрасли страны.As a result, the development term of the reservoir is extended and, accordingly, the final value of the oil recovery coefficient (CIN) increases, which is very important for the country's oil industry today.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012141519/03A RU2531074C2 (en) | 2012-09-28 | 2012-09-28 | Method for arrangement of vertical and lateral flooding |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012141519/03A RU2531074C2 (en) | 2012-09-28 | 2012-09-28 | Method for arrangement of vertical and lateral flooding |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012141519A RU2012141519A (en) | 2014-04-10 |
| RU2531074C2 true RU2531074C2 (en) | 2014-10-20 |
Family
ID=50435721
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012141519/03A RU2531074C2 (en) | 2012-09-28 | 2012-09-28 | Method for arrangement of vertical and lateral flooding |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2531074C2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2695906C1 (en) * | 2018-05-22 | 2019-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact |
| RU2731243C2 (en) * | 2018-05-22 | 2020-08-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas |
| RU2732746C1 (en) * | 2020-04-22 | 2020-09-22 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping |
| RU2833011C1 (en) * | 2024-04-22 | 2025-01-13 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС ТЕХНОЛОГИИ" | Method to increase efficiency of formation fluids production |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2047747C1 (en) * | 1994-05-23 | 1995-11-10 | Нефтегазодобывающее управление "Усинсктермнефть" | Oil pool development method |
| RU2090744C1 (en) * | 1995-06-06 | 1997-09-20 | Хазиев Нагим Нуриевич | Method of development of oil deposit |
| RU98116654A (en) * | 1998-09-04 | 2000-06-20 | С.И. Райкевич | METHOD FOR RESTORING PRODUCTIVITY AND ENTRY INTO OPERATION OF STILLING OIL AND GAS WELLS |
| RU2231630C1 (en) * | 2002-11-15 | 2004-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method for restoring productiveness and starting operation of standing oil and gas wells |
| US20070114038A1 (en) * | 2005-11-18 | 2007-05-24 | Daniels Vernon D | Well production by fluid lifting |
| RU2379492C2 (en) * | 2008-03-24 | 2010-01-20 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН | Development method at wells re-entry and oil field in general |
-
2012
- 2012-09-28 RU RU2012141519/03A patent/RU2531074C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2047747C1 (en) * | 1994-05-23 | 1995-11-10 | Нефтегазодобывающее управление "Усинсктермнефть" | Oil pool development method |
| RU2090744C1 (en) * | 1995-06-06 | 1997-09-20 | Хазиев Нагим Нуриевич | Method of development of oil deposit |
| RU98116654A (en) * | 1998-09-04 | 2000-06-20 | С.И. Райкевич | METHOD FOR RESTORING PRODUCTIVITY AND ENTRY INTO OPERATION OF STILLING OIL AND GAS WELLS |
| RU2231630C1 (en) * | 2002-11-15 | 2004-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method for restoring productiveness and starting operation of standing oil and gas wells |
| US20070114038A1 (en) * | 2005-11-18 | 2007-05-24 | Daniels Vernon D | Well production by fluid lifting |
| RU2379492C2 (en) * | 2008-03-24 | 2010-01-20 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН | Development method at wells re-entry and oil field in general |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2695906C1 (en) * | 2018-05-22 | 2019-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact |
| RU2731243C2 (en) * | 2018-05-22 | 2020-08-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas |
| RU2732746C1 (en) * | 2020-04-22 | 2020-09-22 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping |
| RU2833011C1 (en) * | 2024-04-22 | 2025-01-13 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС ТЕХНОЛОГИИ" | Method to increase efficiency of formation fluids production |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2012141519A (en) | 2014-04-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2359115C2 (en) | Control by several azimuths by vertical cracks, appearing at hydraulic fracturing in friable or slightly cemented sediments | |
| US10408033B2 (en) | Well design to enhance hydrocarbon recovery | |
| US10030491B2 (en) | Method for increasing gas recovery in fractures proximate fracture treated wellbores | |
| CN102392677A (en) | Permeability improvement technology for coal bed gas reservoir cap by using three-dimensional fracture network modification | |
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| RU2591999C1 (en) | Orientation method of hydraulic fracturing cracks in underground formation, developed by horizontal shafts | |
| RU2515651C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| CN107620581B (en) | Construction method of one-well dual-purpose coal mine shaft inspection hole | |
| US8490695B2 (en) | Method for drilling and fracture treating multiple wellbores | |
| RU2531074C2 (en) | Method for arrangement of vertical and lateral flooding | |
| Merkle et al. | Field trial of a cased uncemented multi-fractured horizontal well in the Horn River | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2637539C1 (en) | Method for formation of cracks or fractures | |
| RU2379492C2 (en) | Development method at wells re-entry and oil field in general | |
| RU2485297C1 (en) | Development method of oil deposits by means of well interconnected through productive formation | |
| RU2613403C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2713026C1 (en) | Development method of low-permeable reservoir of oil deposit | |
| Shizawi et al. | Enhancement of oil recovery through" dump-flood" water injection concept in satellite field | |
| RU2600255C1 (en) | Method of further development of oil deposit | |
| Doghmi et al. | Unlocking tight chalk potential in mature North Sea oilfield through effective acid fracturing | |
| Jakobsen et al. | Pinpoint hydrajet fracturing in multilayered sandstone formation completed with slotted liners | |
| RU2191886C2 (en) | Method of isolation of beds with water flows | |
| RU2268356C1 (en) | Method for thermal action application to highly-viscous oil deposit | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2616016C1 (en) | Recovery method for solid carbonate reservoirs |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FZ9A | Application not withdrawn (correction of the notice of withdrawal) |
Effective date: 20140529 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160929 |