RU2539486C1

RU2539486C1 - Method for oil development with horizontal wells

Info

Publication number: RU2539486C1
Application number: RU2014109907/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Вадим Валерьевич Ахметгареев; Илья Фанузович Галимов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2014-03-17
Filing date: 2014-03-17
Publication date: 2015-01-20

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention refers to the oil industry and can be used in multi layered reservoir development with horizontal wells. The method involves recovering the pools as the productive formation intervals along the horizontal bore of the development well. Filtered pipe strings are lowered. The horizontal well bore is sectioned with packers. The well production is separated. That is followed by the production selection and water injection. The formation is sectioned according to a permeability value. If the sections differ more than twice as much, water-swellable packers are arranged at the section boundaries. A filter inside is provided with a solid horizontal partition extending along the whole filter. This partition is used to separate upper and lower portions of the filter. The partition has a hydrophilic surface having a degree of hydrophility of no less than 99%. Capillary holes have a diameter of no more than 2 mm. The holes density is not less than 50 holes/m. A horizontal position of the partition is controlled by sensors mounted at an inlet and an outlet of the filter. An upper portion of a filter wall is perforated, while a lower portion is solid. A water portion is reduced in a liquid supplied from the well bore through the upper portion of the filter. The water is injected through the hydrophilic surface and capillary holes into the lower portion of the filter. In front of the perforations of the filter, the packer is mounted to cut off an annular space of the well. The lower portion of the filter has holes for water outflow into the annular space. The above water is pumped into another formation. The lower portion of the filter is not connected to the piping string, whereon the filter is lowered. The upper portion of the filter is connected to the pipe string. The low-water fluid is supplied from the upper portion of the filter into the pipe string, which is brought up by means of a pump.

EFFECT: more effective separation of oil and water in the well bore, more effective water-flooding and as a consequence the higher oil recovery factor of the deposit.

3 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых залежей нефти скважинами с горизонтальным окончанием.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of multilayer oil deposits with horizontal completion wells.

Известен способ эксплуатации скважин, включающий оборудование скважины снизу вверх колонной насосно-компрессорных труб с пакером на конце, глубинным насосом, коммутатором, двумя концентрично расположенными наружной и внутренней колоннами насосно-компрессорных труб. Разделяют скважину пакером над продуктивным пластом. Подают пластовую продукцию глубинным насосом в циклическом режиме «подача-остановка» из продуктивного пласта по колонне насосно-компрессорных труб, через коммутатор, межтрубное пространство между внутренней и наружной колоннами насосно-компрессорных труб, патрубок и отверстия патрубка в межтрубное пространство между эксплуатационной колонной скважины и наружной колонной насосно-компрессорных труб. Создают и поддерживают в верхней части скважины давление не менее давления разгазирования нефти и не более допустимого давления на эксплуатационную колонну. Организуют разделение в верхней части скважины пластовой продукции на нефть и воду. Регулируют полноту разделения продолжительностью полуцикла работы глубинного насоса «остановка» и расстоянием между коммутатором и патрубком с отверстиями. Направляют нефть в нефтяную линию. Подают воду через коммутатор во внутреннюю колонну насосно-компрессорных труб и по трубопроводу в нагнетательную скважину межскважинной перекачкой воды и/или по межтрубному пространству между эксплуатационной колонной и наружной колонной насосно-компрессорных труб и колонной насосно-компрессорных труб с пакером в пласт над пакером внутрискважинной перекачкой воды (патент РФ 2490436, кл. E21B 43/12, E21B 43/38, опубл. 20.08.2013).A known method of operating wells, including equipping the well from bottom to top with a tubing string with a packer at the end, a submersible pump, a switch, two concentrically arranged outer and inner tubing string. Divide the well with a packer above the reservoir. The reservoir products are fed with a deep pump in a cyclic "feed-stop" mode from the reservoir through the tubing string, through the switch, the annulus between the inner and outer tubing strings, the nozzle and the nozzle opening into the annulus between the production well and outer tubing string. Create and maintain in the upper part of the well a pressure of not less than the degassing pressure of the oil and not more than the permissible pressure on the production casing. Organize the separation in the upper part of the well of reservoir products into oil and water. Regulate the completeness of the separation of the half-cycle operation of the deep-well pump “stop” and the distance between the switch and the nozzle with holes. Direct oil to the oil line. Water is supplied through the switch to the inner tubing string and through the pipeline to the injection well by inter-well water transfer and / or through the annulus between the production string and the outer tubing string and the tubing string with the packer into the formation above the downhole packer water (RF patent 2490436, CL E21B 43/12, E21B 43/38, publ. 08/20/2013).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разобщения и управления выработкой запасов, дренируемых горизонтальной скважиной, включающий спуск в скважину колонны труб с кабелем, регулирующими устройствами в виде электрических клапанов, измерительными датчиками давления и температуры и с одним или несколькими пакерами, разобщающими внутрискважинное пространство. Применяют датчики, информацию с которых подают на блок измерения, установленный на устье скважины. Сигналы на открывание и закрывание регулирующих устройств подают по кабелю с устьевого блока управления. Подъем продукции на поверхность осуществляют насосом по внутритрубному пространству. Согласно изобретению скважину строят с горизонтальным участком, проходящим по пласту с различными зонами проницаемости. Пакеры устанавливают в горизонтальном участке скважины, разделяя зоны пласта с различной проницаемостью. Внутритрубное пространство разобщают заглушкой, выше которой размещают друг над другом верхнее и нижнее регулирующие устройства, размещенные в вертикальном стволе и оснащенные измерительными датчиками. Зоны с одинаковой или близкой проницаемостью сообщают между собой, группируя в два потока, сообщенные с внутрискважинным пространством и входом верхнего регулирующего устройства или внутритрубным пространством и входом нижнего регулирующего устройства. Выходы регулирующих устройств сообщены с входом насоса, а величину открывания регулирующих устройств производят с частотным разделением по одному кабелю, по которому производят и снятие параметров с измерительных датчиков, по показаниям которых определяют величину открывания каждого из регулирующих устройств. Каждое регулирующее устройство выполнено в виде размещенных в корпусе электродвигателя с редуктором, вращающий вал которых соединен посредством соединения «винт-гайка» с толкателем и клапаном, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия с седлом, ниже которого размещен стакан с входом в виде каналов, в котором размещена компенсационная камера с эластичными стенками, заполненная смазочной жидкостью и сообщенная с внутренним пространством толкателя и герметизированным пространством, расположенным выше толкателя. (Патент РФ №2488686, кл. E21B 43/14, опубл. 27.07.2013 - прототип).Closest to the technical essence of the proposed method is a method of separation and management of the development of reserves drained by a horizontal well, including the descent into the well of a pipe string with a cable, control devices in the form of electric valves, pressure and temperature measuring sensors and with one or more packers that disconnect the downhole space. Sensors are used, the information from which is fed to a measurement unit installed at the wellhead. The signals for opening and closing the control devices are fed by cable from the wellhead control unit. The rise of products to the surface is carried out by a pump along the in-tube space. According to the invention, a well is built with a horizontal section extending over the formation with different zones of permeability. Packers are installed in a horizontal section of the well, dividing formation zones with different permeabilities. The inner tube space is separated by a plug, above which upper and lower control devices are placed one above the other, placed in a vertical barrel and equipped with measuring sensors. Zones with the same or similar permeability communicate with each other, grouping in two streams communicated with the downhole space and the input of the upper control device or the in-pipe space and the input of the lower control device. The outputs of the regulating devices are communicated with the pump inlet, and the magnitude of the opening of the regulating devices is frequency-separated by one cable, through which the parameters are taken from the measuring sensors, the readings of which determine the opening value of each of the regulating devices. Each regulating device is made in the form of an electric motor located in the motor housing with a gearbox, the rotary shaft of which is connected by means of a screw-nut connection with a pusher and a valve made with the possibility of tight interaction with the seat, below which there is a glass with an entrance in the form of channels, in which a compensation chamber with elastic walls filled with lubricant and in communication with the interior of the pusher and a sealed space located above the pusher. (RF patent No. 2488686, class E21B 43/14, publ. 07.27.2013 - prototype).

Общим недостатком известных способов является сложность применения данных конструкций и недостаточно эффективное разделение нефти и воды в стволе скважины, что приводит к низкой эффективности системы заводнения и невысокой нефтеотдаче залежи.A common disadvantage of the known methods is the difficulty of using these structures and the insufficiently effective separation of oil and water in the wellbore, which leads to low efficiency of the water flooding system and low oil recovery of the reservoir.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышения эффективности заводнения и, как следствие, увеличение нефтеотдачи залежи.The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of separation of oil and water in the wellbore, increasing the efficiency of water flooding and, as a result, increasing the oil recovery of the reservoir.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи скважинами с горизонтальным окончанием, включающем выделение участков в виде интервалов продуктивного пласта вдоль горизонтального ствола добывающей скважины, спуск колонны труб с фильтром, разделение горизонтального ствола скважины на секции пакерами, разделение продукции в скважине, одновременный отбор продукции и закачку воды, согласно изобретению, участки пласта выделяют по проницаемости при их отличии друг от друга в более чем два раза, в горизонтальном стволе в местах границ участков размещают водонабухающие пакера, внутреннюю часть фильтра выполняют с разделением сплошной горизонтальной перегородкой, идущей вдоль всего фильтра, на две части - верхнюю и нижнюю, причем перегородка имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%, капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью отверстий не менее 50 отв./м, а ее горизонтальное положение контролируют датчиками, установленными в начале и в конце фильтра, верхнюю часть стенки фильтра выполняют перфорированной, а нижнюю - сплошной, в жидкости, попадающей из ствола скважины через верхнюю часть фильтра, в процессе движения в фильтре, снижается доля воды, которая через гидрофильную поверхность и капиллярные отверстия проходит в нижнюю часть фильтра, до перфорационных отверстий фильтра устанавливают пакер, отсекая межтрубное пространство скважины, где нижняя часть фильтра имеет отверстия для ухода воды в межтрубное пространство, из которого вода с помощью насоса закачивается в другой пласт, причем нижняя часть фильтра не имеет сообщаемости с колонной труб, на которых спускается фильтр, а верхняя часть - имеет сообщаемость с ней, жидкость с меньшей долей воды из верхней части фильтра, попадая в колонну труб, поднимается насосом на поверхность.The problem is solved in that in the method of developing an oil field with horizontal completion wells, including allocating sections in the form of intervals of the reservoir along the horizontal well of the producing well, lowering the pipe string with a filter, dividing the horizontal well into sections with packers, dividing the production in the well, simultaneous selection of products and water injection, according to the invention, the sections of the reservoir are distinguished by permeability when they differ from each other by more than two times, in a horizontal trunk in place water swellable packers are placed at the boundaries of the plots, the inner part of the filter is divided into two upper and lower sections with a continuous horizontal partition along the entire filter, the partition having a hydrophilic surface with a degree of hydrophilicity of at least 99%, capillary holes with a diameter of not more than 2 mm, and with a hole density of at least 50 holes / m, and its horizontal position is monitored by sensors installed at the beginning and at the end of the filter, the upper part of the filter wall is perforated, and the lower flat, in the liquid entering the wellbore through the upper part of the filter, during the movement in the filter, the proportion of water decreases, which passes through the hydrophilic surface and capillary holes to the lower part of the filter, a packer is installed to the perforation holes of the filter, cutting off the annular space of the well, where the lower part of the filter has openings for water to escape into the annulus, from which water is pumped into the other reservoir using a pump, and the lower part of the filter is not connected with the pipe string, n which filter descends and the upper part - has communicability with it, a liquid with a lower proportion of water from the top of the filter, entering the pipe string, the pump rises to the surface.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

На нефтеотдачу нефтяной залежи, разрабатываемой скважинами с горизонтальным окончанием, существенное влияние оказывает система поддержания пластового давления заводнением. Одним из путей ее повышения является использование добывающих скважин для одновременной добычи жидкости по одному пласту и закачки воды по другому пласту. При этом никаких водоводов к скважине не подводят, а используют разделение в скважине отбираемой жидкости на нефть и воду. Воду используют в целях закачки в этой же скважине в верхний или нижний пласт. Таким образом, повышают эффективность системы заводнения залежи, состоящей по меньшей мере из двух продуктивных пластов. При отсутствии заводнения на залеже данный способ используют для утилизации воды. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данные задачи. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышения эффективности заводнения и, как следствие, увеличение нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.The oil recovery of an oil field developed by horizontal-terminated wells is significantly affected by the system of maintaining reservoir pressure by water flooding. One of the ways to increase it is to use production wells for simultaneous fluid production in one formation and water injection in another formation. In this case, no water pipes are brought to the well, but separation of the selected fluid into oil and water is used in the well. Water is used for injection in the same well into the upper or lower reservoir. Thus, increase the efficiency of the waterflooding system of the reservoir, consisting of at least two reservoirs. In the absence of flooding in the reservoir, this method is used for water disposal. However, existing technical solutions do not fully allow these tasks to be completed. The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of separation of oil and water in the wellbore, increasing the efficiency of water flooding and, as a result, increasing the oil recovery of the reservoir. The problem is solved as follows.

На фиг.1 представлено схематическое изображение участка нефтяной залежи с размещением горизонтального ствола скважины с фильтром и закачкой воды в нижний пласт. На фиг.2 приведено схематическое изображение разреза участка нефтяной залежи перпендикулярно горизонтальному стволу скважины. На фиг.3 представлено схематическое изображение участка нефтяной залежи с размещением горизонтального ствола скважины с фильтром и закачкой воды в верхний пласт. Обозначения: 1 - продуктивный пласт, откуда отбирается жидкость, 2 - добывающая скважина, 3 - горизонтальный ствол, 4 - колонна труб, 5 - фильтр, 6 - водонабухающие пакеры, 7 -перегородка в фильтре 5, 8 - верхняя часть фильтра, 9 - нижняя часть фильтра, 10 - пакер у начала горизонтального ствола 3, 11 - межтрубное пространство, 12 - хвостовик, 13 - цементное кольцо, 14 - обсадная колонна, 15 - перфорационные отверстия в нижней части 9 фильтра 5, 16 - датчики горизонтального положения перегородки 7, 17 - насос для закачки воды в другой пласт, 18 - верхний или нижний пласт для закачки воды, 19 - не коллектор, 20 - пакер между пластами, 21 - насос для подъема продукции скважины на поверхность, I, II, III - участки продуктивного пласта с различной проницаемостью.Figure 1 presents a schematic illustration of a section of an oil reservoir with the placement of a horizontal wellbore with a filter and pumping water into the lower reservoir. Figure 2 shows a schematic illustration of a section of a section of an oil deposit perpendicular to the horizontal wellbore. Figure 3 presents a schematic illustration of a section of an oil deposit with the placement of a horizontal wellbore with a filter and pumping water into the upper reservoir. Designations: 1 - reservoir, where fluid is taken from, 2 - production well, 3 - horizontal wellbore, 4 - pipe string, 5 - filter, 6 - water swellable packers, 7 - partition in the filter 5, 8 - upper part of the filter, 9 - the lower part of the filter, 10 - the packer at the beginning of the horizontal shaft 3, 11 - the annulus, 12 - the liner, 13 - the cement ring, 14 - the casing, 15 - perforations in the lower part of the filter 9 5, 16 - the sensors of the horizontal position of the septum 7 , 17 - pump for pumping water into another layer, 18 - upper or lower layer for pitching of water, 19 - not collector 20 - packer between layers, 21 - pump for lifting the production wells to the surface, I, II, III - a producing formation with portions of different permeability.

Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.

Участок продуктивного пласта 1 (фиг.1) нефтяной залежи, представленный терригенным или карбонатным типом коллектора, вскрыт скважиной 2 с горизонтальным стволом 3.The section of the reservoir 1 (Fig. 1) of an oil reservoir, represented by a terrigenous or carbonate type of reservoir, is opened by a well 2 with a horizontal wellbore 3.

По гидродинамическим исследованиям определяют проницаемость пласта 1 вдоль горизонтального ствола 3. В результате исследований выявили три участка (I, II, III), отличающиеся по проницаемости более чем в два раза. Исследования показали, что при таком отличие в проницаемости, разработка горизонтальных скважин без пакеров значительно снижает нефтеотдачу. Пакера обеспечивают снижение доли воды в потоке.The hydrodynamic studies determine the permeability of the formation 1 along the horizontal trunk 3. As a result of the studies, three sections (I, II, III) were revealed that differ in permeability by more than two times. Studies have shown that with such a difference in permeability, the development of horizontal wells without packers significantly reduces oil recovery. Packers provide a reduction in the proportion of water in the stream.

В горизонтальный ствол 3 спускают на колонне труб 4 фильтр 5 с водонабухающими пакерами 6. Пакеры 6 размещают в местах границ выделяемых участков I, II, III.A filter 5 with water-swellable packers 6 is lowered into a horizontal shaft 3 on a pipe string 4. Packers 6 are placed at the boundaries of the allocated sections I, II, III.

Фильтр 5 имеет следующую конструкцию (фиг.1, 2, 3): внутренняя часть фильтра разделена сплошной горизонтальной перегородкой 7, идущей вдоль всего фильтра, на две части - верхнюю 8 и нижнюю 9, причем перегородка имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%, капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м. Данные крайние значения были выявлены исследованиями, которые показали, что в абсолютном большинстве случаев депрессия в горизонтальных стволах позволяет воде проникать через гидрофильную перегородку 7 с капиллярными отверстиями при таких ее параметрах. При этом нефть не проникает через гидрофильную поверхность с капиллярными отверстиями. Верхняя часть 8 стенок фильтра 5 имеет перфорационные отверстия, а нижняя 9 - сплошная, без отверстий. У начала горизонтального ствола 3, до перфорационных отверстий фильтра 5, устанавливают пакер 10, отсекая межтрубное пространство 11 скважины 2. Причем от места зарезки ствола 3 до пакера 10 устанавливают хвостовик 12, который заливают цементным кольцом 13, как и обсадную колонну 14. До пакера 10 в хвостовике 12 верхняя часть 8 фильтра 5 не имеет перфорационных отверстий, в этой области перфорационные отверстия 15 имеются только в нижней части 9 фильтра 5. Нижняя часть 9 фильтра 5 не имеет сообщаемости с колонной труб 4, а верхняя часть - имеет сообщаемость с ней.The filter 5 has the following design (Figs. 1, 2, 3): the inner part of the filter is divided by a continuous horizontal partition 7, running along the entire filter, into two parts - the upper 8 and lower 9, and the partition has a hydrophilic surface with a degree of hydrophilicity of at least 99 %, capillary holes with a diameter of not more than 2 mm and a density of at least 50 holes / m. These extreme values were identified by studies that showed that in the vast majority of cases, depression in horizontal trunks allows water to penetrate through the hydrophilic septum 7 with capillary holes with such parameters. In this case, oil does not penetrate through the hydrophilic surface with capillary holes. The upper part 8 of the walls of the filter 5 has perforations, and the bottom 9 is continuous, without holes. At the beginning of the horizontal barrel 3, to the perforation holes of the filter 5, a packer 10 is installed, cutting off the annular space 11 of the well 2. Moreover, from the point of the barrel 3 to the packer 10, a liner 12 is installed, which is filled with a cement ring 13, as well as the casing 14. Before the packer 10 in the shank 12, the upper part 8 of the filter 5 does not have perforations, in this area the perforations 15 are only in the lower part 9 of the filter 5. The lower part 9 of the filter 5 is not connected with the pipe string 4, and the upper part has the communicability with her.

Горизонтальное положение перегородки 7 контролируют датчиками 16, установленными в начале и в конце фильтра 5. Следует отметить, что в данном случае под горизонтальным положением перегородки 7 следует понимать ее горизонтальность относительно простирания ствола 3 в пласте 1. К примеру, в области, где ствол 3 входит в пласт 1, ствол не лежит в горизонтальной плоскости. Аналогично с пластами, залегающими под углом к горизонту.The horizontal position of the partition 7 is controlled by sensors 16 installed at the beginning and at the end of the filter 5. It should be noted that in this case, the horizontal position of the partition 7 should be understood as its horizontalness relative to the extension of the barrel 3 in the reservoir 1. For example, in the area where the barrel 3 part of reservoir 1, the trunk does not lie in the horizontal plane. Similarly with layers lying at an angle to the horizon.

Процесс движения жидкости в скважине 2 следующий: в жидкости, попадающей из ствола 3 через верхнюю часть 8 фильтра 5, в процессе движения в фильтре 5, снижается доля воды, которая через гидрофильную поверхность и капиллярные отверстия перегородки 7 проходит в нижнюю часть 9 фильтра 5. Из нижней части 9 вода попадает через отверстия 15 в межтрубное пространство 11 и затем в основной вертикальный или наклонно-направленный ствол скважины 2, из которого вода с помощью насоса 17 закачивается в нижний (фиг.1) или верхний (фиг.3) пласт 18, разделенный не коллектором 19. Следует отметить, что закачку в другой пласт необходимо проводить в пластах с совместимостью пластовых вод во избежание выпадения солей, либо добавлять реагенты с поверхности через затрубное пространство. Для предотвращения перетоков между пластами 1 и 18, устанавливают пакер 20, Жидкость с меньшей долей воды из верхней части 8 фильтра 5 попадая в колонну труб 4, поднимается насосом 21 на поверхность.The process of fluid movement in the well 2 is as follows: in the fluid flowing from the barrel 3 through the upper part 8 of the filter 5, during the movement in the filter 5, the proportion of water decreases, which passes through the hydrophilic surface and the capillary holes of the partition 7 to the lower part 9 of the filter 5. From the lower part 9, water flows through the openings 15 into the annulus 11 and then into the main vertical or directional wellbore 2, from which water is pumped into the lower (Fig. 1) or upper (Fig. 3) formation 18 using a pump 17 divided not collect torus 19. It should be noted that the injection into another reservoir must be carried out in reservoirs with compatibility of reservoir waters in order to avoid precipitation of salts, or add reagents from the surface through the annulus. To prevent overflow between layers 1 and 18, a packer 20 is installed. A liquid with a smaller fraction of water from the upper part 8 of the filter 5 falling into the pipe string 4 is lifted by the pump 21 to the surface.

Аналогичные операции проводят на других горизонтальных скважинах.Similar operations are carried out in other horizontal wells.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пласта.Development is carried out until a complete economically viable development of the reservoir.

Результатом внедрения данного способа является повышение эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышение эффективности заводнения и, как следствие, увеличение нефтеотдачи залежи.The result of the implementation of this method is to increase the efficiency of separation of oil and water in the wellbore, increase the efficiency of water flooding and, as a result, increase the oil recovery of the reservoir.

Пример конкретного выполнения способаAn example of a specific implementation of the method

Участок продуктивного пласта 1 (фиг.1) нефтяной залежи, представленный карбонатным типом коллектора и чисто нефтяной зоной, залегающий на глубине 1050 м и толщиной продуктивного пласта h=15 м, вскрыт скважиной 2 с открытым горизонтальным стволом 3 длиной 300 м. Диаметр обсадной колонны в вертикальной части скважины составляет 146 мм.The section of the productive formation 1 (Fig. 1) of the oil reservoir, represented by the carbonate type of the reservoir and the purely oil zone, lying at a depth of 1050 m and the thickness of the reservoir h = 15 m, was opened by borehole 2 with an open horizontal wellbore 3 300 m long. The diameter of the casing string in the vertical part of the well is 146 mm.

По гидродинамическим исследованиям определяют проницаемость пласта 1 вдоль горизонтального ствола 3. В результате исследований выявили три участка (I, II, III), отличающиеся по проницаемости k более чем в два раза: k_I=60 мД, k_II=150 м, k_III=380 мД. В горизонтальный ствол 3 спускают на насосно-компрессорных трубах (НКТ) 4 диаметром 73 мм фильтр 5 таким же диаметром с двумя водонабухающими пакерами 6. Пакеры 6 размещают в местах границ выделяемых участков I, II, III.According to hydrodynamic studies, the permeability of formation 1 along the horizontal trunk 3 is determined. As a result of the studies, three sections (I, II, III) were identified that differ in k permeability by more than two times: k _I = 60 mD, k _II = 150 m, k _III = 380 md. In a horizontal barrel 3, a filter 5 of the same diameter with two water-swellable packers 6 is lowered on tubing 4 with a diameter of 73 mm. Packers 6 are placed at the boundaries of the allocated sections I, II, III.

Фильтр 5 имеет следующую конструкцию (фиг.1, 2, 3): внутренняя часть фильтра разделена сплошной горизонтальной перегородкой 7, идущей вдоль всего фильтра, на две части - верхнюю 8 и нижнюю 9. Перегородка 7 имеет следующие размеры: ширина равна диаметру фильтра - 73 мм, толщина 4,5 мм, длина равна длине фильтра, т.е. 290 м. Перегородка 7 также имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности 99,0%, капиллярными отверстиями диаметром 2 мм и плотностью перфорации 50 отв./м. Гидрофильную поверхность получают разведением состава фирмы «Кварц» марки К1-3ФС в краске на водной основе, нанесением его на фильтр с капиллярными отверстиями и последующим высыханием. Данные значения степени гидрофильности и капиллярных отверстий позволяют воде проникать через гидрофильную перегородку 7 при депрессии 2 МПа и соответствующим дебитом жидкости 45 м³/сут. Верхняя часть 8 стенок фильтра 5 имеет перфорационные отверстия, а нижняя 9 - сплошная, без отверстий. У начала горизонтального ствола 3, до перфорационных отверстий фильтра 5, устанавливают пакер 10, отсекая межтрубное пространство 11 скважины 2. Причем от места зарезки ствола 3 до пакера 10 устанавливают хвостовик 12 длиной 10 м и диаметром 112 мм, который заливают цементом 13, как и обсадную колонну 14. До пакера 10 в хвостовике 12 верхняя часть 8 фильтра 5 не имеет перфорационных отверстий, в этой области перфорационные отверстия 15 имеются только в нижней части 9 фильтра 5. Нижняя часть 9 фильтра 5 не имеет сообщаемости с колонной труб 4, а верхняя часть - имеет сообщаемость с ней.The filter 5 has the following design (figure 1, 2, 3): the inner part of the filter is divided by a continuous horizontal partition 7, running along the entire filter, into two parts - the upper 8 and lower 9. The partition 7 has the following dimensions: the width is equal to the diameter of the filter - 73 mm, thickness 4.5 mm, length equal to the length of the filter, i.e. 290 m. Partition 7 also has a hydrophilic surface with a degree of hydrophilicity of 99.0%, capillary holes with a diameter of 2 mm and a perforation density of 50 holes / m. The hydrophilic surface is obtained by diluting the composition of the company "Quartz" brand K1-3FS in water-based paint, applying it to a filter with capillary holes and then drying. These values of the degree of hydrophilicity and capillary holes allow water to penetrate through the hydrophilic septum 7 with a depression of 2 MPa and a corresponding flow rate of 45 m ³ / day. The upper part 8 of the walls of the filter 5 has perforations, and the bottom 9 is continuous, without holes. At the beginning of the horizontal barrel 3, to the perforation holes of the filter 5, a packer 10 is installed, cutting off the annular space 11 of the well 2. Moreover, from the point of cutting the barrel 3 to the packer 10, a shank 12 is installed with a length of 10 m and a diameter of 112 mm, which is poured with cement 13, as casing 14. Prior to the packer 10 in the liner 12, the upper part 8 of the filter 5 has no perforations, in this area the perforations 15 are only in the lower part 9 of the filter 5. The lower part 9 of the filter 5 is not connected with the pipe string 4, and the upper part - and EET communicability with it.

Горизонтальное положение перегородки 7 контролируют датчиками уровня 16, установленными в начале и в конце фильтра 5.The horizontal position of the partition 7 is controlled by level sensors 16 installed at the beginning and at the end of the filter 5.

Процесс движения жидкости в скважине 2 следующий: в жидкости дебитом 45,0 м³/сут и обводненностью 73% (данные замеры были получены до спуска фильтра с гидрофильной перегородкой), попадающей из ствола 3 через верхнюю часть 8 фильтра 5, в процессе движения в фильтре 5, снижается доля воды до 50%. Дебит жидкости, попадающий в колонну НКТ 4 составляет 24 м³/сут. Происходит это в связи с тем, что часть воды через гидрофильную поверхность и капиллярные отверстия перегородки 7 проходит в нижнюю часть 9 фильтра 5. Из нижней части 9 вода дебитом 21 м³/сут попадает через отверстия 15 в межтрубное пространство 11 и затем в основной вертикальный ствол скважины 2, из которого данная вода соответственно с расходом 21 м³/сут с помощью насоса 17 закачивается в нижний пласт. Таким образом, на поверхность поднимается жидкость с дебитом 24 м³/сут, а закачивается в нижний пласт вода с расходом 21 м³/сут. Для предотвращения перетоков между пластами 1 и 18, устанавливают пакер 20. Жидкость с меньшей долей воды из верхней части 8 фильтра 5 попадая в колонну труб 4, поднимается насосом 21 на поверхность.The process of fluid movement in well 2 is as follows: in a fluid flow rate of 45.0 m ³ / day and a water cut of 73% (these measurements were obtained before the filter with the hydrophilic baffle was lowered), falling from the barrel 3 through the upper part 8 of filter 5, during movement filter 5, the proportion of water is reduced to 50%. The flow rate of liquid entering the tubing string 4 is 24 m ³ / day. This happens due to the fact that part of the water passes through the hydrophilic surface and the capillary holes of the baffle 7 to the lower part 9 of the filter 5. From the lower part 9, water flows 21 m ³ / day through holes 15 into the annulus 11 and then into the main vertical wellbore 2, from which this water, respectively, with a flow rate of 21 m ³ / day, is pumped into the lower layer by pump 17. Thus, liquid rises to the surface with a flow rate of 24 m ³ / day, and water is pumped into the lower layer with a flow rate of 21 m ³ / day. To prevent overflows between the layers 1 and 18, a packer 20 is installed. A liquid with a smaller fraction of water from the upper part 8 of the filter 5 falling into the pipe string 4 is lifted by the pump 21 to the surface.

Аналогичные операции проводят на других горизонтальных скважинах. Таким образом, в целом по залежи разработку верхнего пласта осуществляют горизонтальными стволами добывающих скважин, вертикальные стволы которых также используют для закачки в нижний пласт (фиг.1), а разработку нижнего пласта осуществляют горизонтальными стволами добывающих скважин, вертикальные стволы которых также используют для закачки в верхний пласт (фиг.2).Similar operations are carried out in other horizontal wells. Thus, in the reservoir as a whole, the development of the upper layer is carried out by horizontal trunks of production wells, the vertical trunks of which are also used for injection into the lower layer (Fig. 1), and the development of the lower layer is carried out by horizontal trunks of production wells, the vertical trunks of which are also used for injection upper layer (figure 2).

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.Development is carried out until the full economically viable development of deposits.

В результате за время разработки залежи, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, с одного элемента, включающего по одной добывающей и соответственно этой же нагнетательной скважине на каждом пласте, добыто 311,5 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти участка пласта (КИМ) составил 0,335. По прототипу при прочих равных условиях добыто 274,3 тыс.т нефти, КИН составил 0,295. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,040.As a result, during the development of the reservoir, which was limited by the watering of production wells to 98%, from one element, including one production and, correspondingly, the same injection well in each formation, 311.5 thousand tons of oil were extracted, oil recovery coefficient of the formation section (KIM ) was 0.335. According to the prototype, ceteris paribus, 274.3 thousand tons of oil was produced, oil recovery factor amounted to 0.295. The increase in recovery factor by the proposed method is 0.040.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения.The proposed method allows to increase the oil recovery coefficient.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышения эффективности заводнения и, как следствие, увеличение нефтеотдачи залежи.The application of the proposed method will solve the problem of increasing the efficiency of oil and water separation in the wellbore, increasing the efficiency of water flooding and, as a result, increasing the oil recovery of the reservoir.

Claims

A method of developing an oil reservoir with horizontal-ending wells, including allocating sections in the form of intervals of the reservoir along the horizontal well of the producing well, lowering the pipe string with a filter, separating the horizontal well into sections by packers, separating the products in the well, simultaneously selecting products and injecting water, characterized the fact that the sections of the reservoir are distinguished by permeability when they differ from each other by more than two times, in a horizontal trunk at the boundaries of the sections are placed water-swellable packers, the inner part of the filter is divided into two upper and lower sections with a continuous horizontal partition along the entire filter, the partition having a hydrophilic surface with a degree of hydrophilicity of at least 99%, capillary holes with a diameter of not more than 2 mm and a hole density of less than 50 holes / m, and its horizontal position is controlled by sensors installed at the beginning and at the end of the filter, the upper part of the filter wall is perforated, and the bottom is solid, in liquid from the wellbore through the upper part of the filter, while moving in the filter, the proportion of water that passes through the hydrophilic surface and capillary holes to the bottom of the filter is reduced, a packer is installed to the perforation holes of the filter, cutting off the annular space of the well, where the lower part of the filter has openings for water to escape into the annulus, from which water is pumped into another reservoir using a pump, the lower part of the filter not communicating with the column of pipes on which the filter is lowered, and the upper part - has a message with it, a liquid with a smaller fraction of water from the upper part of the filter that has got into the pipe string is lifted by the pump to the surface.