RU2663526C1 - Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells - Google Patents
Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2663526C1 RU2663526C1 RU2017124646A RU2017124646A RU2663526C1 RU 2663526 C1 RU2663526 C1 RU 2663526C1 RU 2017124646 A RU2017124646 A RU 2017124646A RU 2017124646 A RU2017124646 A RU 2017124646A RU 2663526 C1 RU2663526 C1 RU 2663526C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pump
- steam
- injection
- horizontal
- Prior art date
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity and bitumen oil.
Известен способ разработки нефтебитумной залежи (патент № RU 2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины, параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар малой степени сухости, объем которого определяют не превышающим давления раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.A known method of developing a bitumen deposit (patent No. RU 2287677, IPC ЕВВ 43/24, publ. Bull. No. 32 of 11/20/2006), including the construction of a producing double-well horizontal well, an injection double-well horizontal well is built in parallel to it, a permeable zone between the wells is created behind by injecting water vapor into both wells, after creating the permeable zone, steam is supplied only to the injection double-well horizontal well, and products are taken from the producing double-well horizontal well, while the degree of the dryness of the injected steam is periodically alternated, first the steam of a high degree of dryness is pumped up to increase the injectivity of a two-mouth horizontal well and the proportion of steam in the selected product, and then the steam of a small degree of dryness is pumped, the volume of which is determined not to exceed the opening pressure of vertical cracks, and the product is selected according to the production of two-mouth horizontal well to the full development of the reservoir.
Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент № RU 2340768, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №34 от 10.12.2008), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, причем прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).A known method of developing a field of heavy oil or bitumen using double-well horizontal wells (patent No. RU 2340768, IPC ЕВВ 43/24, publ. Bull. No. 34 from 12/10/2008), including pumping coolant through a double-well horizontal injection well, heating the reservoir with the creation of a steam chamber and the selection of products through a two-well horizontal production well, and heating of the productive formation begins with the injection of steam into both wells, heats the inter-well zone of the formation, reduces the viscosity of the oil, or bitumen, and the steam chamber is created by pumping coolant with the possibility of punching the latter to the upper part of the reservoir and increasing the size of the steam chamber during the production process, in which thermograms of the steam chamber are taken, the state of its heating for uniformity of heating and the presence of temperature peaks are taken into account, taking into account the obtained thermograms carry out uniform heating of the steam chamber by changing the direction of filtration and / or the modes of pumping coolant and product selection, while the volume of pumping coolant Itel through the mouth of the injection well and / or selection of products through the mouth of the producing well is changed in the ratio,%: (10-90) :( 90-10).
Недостатками вышеуказанных способов являются снижение приемистости горизонтальной нагнетательной скважины вследствие увеличения пластового давления при закачке пара, повышение уровня водонефтяного контакта (ВНК) вследствие конденсации закачанного пара, невозможность внедрения насосного оборудования вследствие повышения пластового давления, а также описанный в патенте № RU 2340768 метод равномерного прогрева паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции в соотношении (10-90):(90-10) % применим только для двухустьевых парных скважин, в случае одноустьевых скважин не достигается равномерный прогрев и расширение паровой камеры, так как точки подачи пара и отбора статичны, вследствие чего линии фильтрации теплоносителя и нефти не изменяются в данном режиме и не происходит расширение паровой камеры по всей протяженности горизонтального ствола. Также отсутствуют критерии установки насоса в добывающих скважинах при отборе продукции, что может привести к преждевременному выходу из строя насоса вследствие превышения предельной температуры для его эксплуатации, а также к прорывам пара в добывающую скважину.The disadvantages of the above methods are the decrease in injectivity of a horizontal injection well due to an increase in reservoir pressure during steam injection, an increase in the water-oil contact (VOC) due to condensation of injected steam, the inability to introduce pumping equipment due to an increase in reservoir pressure, and the method for uniform heating of steam described in patent No. RU 2340768 cameras by changing the direction of filtration and / or modes of pumping coolant and product selection in the ratio (10-90) :( 90-1 0)% is applicable only for double-well pair wells, in the case of single-well wells, uniform heating and expansion of the steam chamber is not achieved, since the steam supply and extraction points are static, as a result of which the coolant and oil filtration lines do not change in this mode and the steam chamber does not expand along the entire length of the horizontal trunk. There are also no criteria for installing the pump in production wells during production selection, which can lead to premature failure of the pump due to exceeding the temperature limit for its operation, as well as to steam breakthroughs in the production well.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент № RU 2584437, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №14 от 20.05.2016), включающий закачку пара через горизонтальную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине, причем в нагнетательную скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра, конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола, в добывающей скважине размещают оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, через нагнетательную скважину закачивают пар и проводят термобарометрические измерения, посредством оптоволоконного кабеля выявляют зоны горизонтального ствола добывающей скважины с наибольшей температурой, среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в определенной зоне размещают электроцентробежный насос, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и периодичностью работы электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, при котором электроцентробежный насос работает в постоянном режиме при температуре перекачиваемой пластовой продукции, равной максимально допустимой для электроцентробежного насоса.The closest in technical essence and the achieved result is a method of operating a pair of wells that produce highly viscous oil (patent No. RU 2584437, IPC ЕВВ 43/24, publ. Bull. No. 14 from 05/20/2016), including steam injection through a horizontal well, formation selection products through a horizontal production well located lower and parallel to the injection well, and two columns of tubing of different diameters are lowered into the injection well, the end of the larger diameter columns is placed at the beginning of the horizontal of the barrel, the end of the smaller diameter column is placed at the end of the horizontal barrel, the fiber well and the tubing string with the electric centrifugal pump and temperature sensors are placed at the inlet of the electric motor of the electric centrifugal pump and in the electric centrifugal pump, steam is injected through the injection well and thermobarometric measurements, by means of a fiber-optic cable, zones of the horizontal well of the producing well with the highest temperature are detected, among the identified zones determine the zone with a change in the angle of curvature gain of not more than 2 degrees per 10 m, an electric centrifugal pump is placed in a certain zone, by changing the steam supply through the injection well and the frequency of the electric centrifugal pump, the pair of wells is set to operate, in which the electric centrifugal pump operates in a constant mode at temperature of the pumped reservoir products equal to the maximum permissible for an electric centrifugal pump.
Недостатками известного способа являются отсутствие первоначального прогрева (освоения) межскважинной зоны пласта вокруг добывающей скважины для создания проницаемой зоны между парой горизонтальных скважин, что является необходимым условием для добычи высоковязкой нефти, которая является малоподвижной, вследствие высокой вязкости и высокого начального напряжения сдвига, что увеличивает сроки начала промышленной эксплуатации залежи, а также отбор продукции насосом в самом прогретом месте вдоль горизонтального ствола добывающей скважины приводит к срывам подачи электроцентробежного насоса из-за высокой температуры, вызванной кипением воды на приеме насоса, при этом стационарная установка насоса, несмотря на изменения температурного фронта, не позволяет максимально эффективно добывать продукцию.The disadvantages of this method are the lack of initial heating (development) of the inter-well zone of the formation around the production well to create a permeable zone between a pair of horizontal wells, which is a necessary condition for the production of highly viscous oil, which is inactive, due to its high viscosity and high initial shear stress, which increases the time commencement of commercial exploitation of the deposit, as well as the selection of products by the pump in the most heated place along the horizontal shaft of the mining sk important causes disruptions in the supply of the electric centrifugal pump due to the high temperature caused by boiling water at the pump inlet, while the stationary installation of the pump, despite changes in the temperature front, does not allow the most efficient production.
Техническими задачами предлагаемого изобретения являются ускорение выхода на промышленную эксплуатацию залежи за счет первоначального прогрева межскважинной зоны пласта вокруг добывающей скважины закачкой в нее пара, сокращение энергетических затрат и более эффективная добыча продукции за счет установки насоса в участках горизонтального ствола с более низкими пластовыми давлениями и высокой нефтенасыщенностью.The technical objectives of the invention are to accelerate the commercialization of the reservoir due to the initial heating of the interwell zone of the formation around the production well by injecting steam into it, reducing energy costs and more efficient production by installing a pump in sections of the horizontal wellbore with lower reservoir pressures and high oil saturation .
Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающим строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину одной или двух колонн НКТ, в зависимости от длины горизонтального ствола, первоначальный прогрев (освоение) межскважинной зоны пласта закачкой пара только в добывающую скважину, подъем НКТ и размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, закачку пара через горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину.The technical problem is solved by the method of developing a highly viscous oil reservoir using paired horizontal wells, including the construction of an injection well and a production well located lower and parallel to the injection well, the descent into the injection well of two columns of tubing of different diameters with the placement of the ends at different intervals horizontal wellbore, descent into the production well of one or two tubing strings, depending on the length of the horizontal wellbore, initial roar (development) of the inter-well zone of the formation by steam injection only into the production well, tubing lift and placement of the fiber optic cable and tubing with the electric centrifugal pump and temperature sensors at the inlet to the electric motor of the electric centrifugal pump and in the electric centrifugal pump, steam injection through a horizontal injection well and selection production through a horizontal production well.
Новым является то, что осуществляют первоначальный прогрев (освоение) продуктивного пласта закачкой высокотемпературного пара только в добывающую скважину, при этом прогревается межскважинная зона пласта, так как пар стремится наверх и снижается вязкость нефти, продолжительной закачкой теплоносителя создают паровую камеру с возможностью пробивания последней к находящейся выше нагнетательной скважине и далее выше к верхней части продуктивного пласта, а также при последующем переводе добывающей скважины на режим отбора, электроцентробежный насос располагают не в зоне с наибольшей температурой, а в переходной зоне с температурой между большим и меньшим прогревом во избежание срывов подачи электроцентробежного насоса из-за высокой температуры, в ходе эксплуатации насоса производят мониторинг температур по длине добывающей скважины и на входе насоса, при достижении в зоне размещения насоса температуры, близкой к предельной для работы насоса, его перемещают в близлежащую зону, соответствующую условиям установки насоса, при этом точки подачи пара в нагнетательной скважине и точку отбора в добывающей скважине размещают со смещением по горизонтали не менее чем 10 м во избежание прорывов пара.New is that they carry out the initial heating (development) of the productive formation by injection of high-temperature steam only into the production well, while the inter-well zone of the formation is heated, since the steam tends to upward and the oil viscosity decreases, a continuous injection of the coolant creates a steam chamber with the possibility of piercing the latter to the higher than the injection well and further higher to the upper part of the reservoir, as well as with the subsequent transfer of the producing well to the selection mode, electric center A run-on pump is not located in the zone with the highest temperature, but in the transition zone with a temperature between greater and lesser heating in order to avoid interruptions in the supply of the electric centrifugal pump due to the high temperature; during the operation of the pump, temperatures are monitored along the length of the production well and at the pump inlet, when the temperature in the pump placement zone is close to the limit for the pump to work, it is moved to a nearby zone that meets the pump installation conditions, while the steam supply points in the injection well the liquid and the sampling point in the production well are placed with a horizontal offset of at least 10 m in order to avoid steam breakthroughs.
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин включает строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола. Для начального прогрева осуществляют спуск в добывающую скважину одной или двух (при длине горизонтального ствола более 700 м) колонн НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м. Производят закачку расчетного объема пара (6,6 тонн пара на погонный метр фильтровой части при длине фильтра менее 700 м и 6,4 т/м при длине более 700 м) в добывающую скважину для создания гидродинамической связи между скважинами, при этом прогревается межскважинная зона пласта, так как пар стремится наверх, снижается вязкость тяжелой нефти. Практически межскважинная зона прогревается в 1,5 раза быстрее, чем при начальной закачке в обе скважины, так как не происходит превышения пластового давления и снижения приемистости после конденсации закаченного пара. После закачки расчетного объема пара для создания гидродинамической связи добывающую скважину останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины. После чего в добывающей скважине проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ электроцентробежный насос, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра. Начинают вести закачку пара через нагнетательную скважину и отбор продукции электроцентробежным насосом в добывающей скважине, при этом пар из-за разности плотностей пробивается к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру, на поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с нефтью под действием силы тяжести стекает к добывающей скважине. В ходе эксплуатации насоса производят мониторинг температур по длине добывающей скважины и на входе насоса, при достижении в зоне размещения насоса температуры, близкой к предельной для работы насоса, его перемещают в близлежащую зону, соответствующую условиям установки насоса, при этом точки подачи пара в нагнетательной скважине и точку отбора в добывающей скважине размещают со смещением по горизонтали не менее чем 10 м во избежание прорывов пара. A method for developing a highly viscous oil reservoir using paired horizontal wells involves constructing a horizontal injection well and a producing well located lower and parallel to the injection well in the reservoir, lowering two columns of tubing of different diameters into the injection well with ends placed at different intervals horizontal trunk. For the initial warm-up, one or two tubing columns are lowered into the production well (with a horizontal wellbore of more than 700 m) with tubing with a displacement of the end or ends horizontally relative to the ends of the tubing of the injection well by at least 10 m.The calculated volume of steam is injected (6.6 tons of steam per linear meter of the filter part with a filter length of less than 700 m and 6.4 t / m with a length of more than 700 m) into the producing well to create a hydrodynamic connection between the wells, while the inter-well zone of the formation is heated, as the steam tends to upward, the viscosity of heavy oil decreases. Almost the inter-well zone warms up 1.5 times faster than during the initial injection into both wells, since there is no excess of reservoir pressure and a decrease in injectivity after condensation of the injected steam. After pumping the calculated volume of steam to create a hydrodynamic connection, the producing well is stopped for aging for thermocapillary impregnation and cooling of the wellbore. After that, thermobarometric measurements are carried out in the production well by means of geophysical studies, according to the results of which transition zones with a temperature between greater and lesser heating are detected in the horizontal well of the production well, and among the identified zones, a zone is determined with a change in the angle of curvature gain of not more than 2 degrees by 10 m, in which an electric centrifugal pump is launched on the tubing string, equipped with temperature and pressure sensors and a fiber optic cable along the entire length of the filter. They start to inject steam through the injection well and select products by the electric centrifugal pump in the producing well, due to the difference in density, the steam breaks through to the upper part of the reservoir, creating an increasing in size steam chamber, a process constantly occurs on the interface between the steam chamber and cold oil-saturated thicknesses heat transfer, as a result of which steam condenses into water and, together with oil, flows to a producing well under the action of gravity. During operation of the pump, temperature is monitored along the length of the production well and at the pump inlet, when the temperature in the pump placement zone is close to the limit for the pump to operate, it is moved to a nearby area that meets the pump installation conditions, while the steam supply points in the injection well and the sampling point in the production well is placed with a horizontal offset of at least 10 m in order to avoid steam breakthroughs.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Эксплуатируют пару скважин на месторождении высоковязкой нефти. Вязкость нефти составляет 10849*10-6 м2/с (при 8°С). Нагнетательная скважина с горизонтальным стволом длиной 723 м на глубине 121 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром. С устья в скважину спущены две колонны НКТ. Конец первой колонны спущен в начало горизонтального ствола на глубину 362 м, конец второй колонны спущен во вторую половину горизонтального ствола на глубину 850 м. Добывающая скважина с горизонтальным стволом длиной 730 м на глубине 126 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол добывающей скважины обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром, с устья в скважину спущены две колонны НКТ. Конец первой колонны спущен в начало горизонтального ствола на глубину 660 м, конец второй колонны спущен во вторую половину горизонтального ствола на глубину 910 м. На предварительном этапе освоения в нижнюю добывающую скважину закачивают объем пара 6308 тонн со среднесуточным расходом 95 т/сут в течение 69 суток, далее останавливают закачку на выдержку для термокапиллярной пропитки на 19 суток, после чего проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований и спускают электроцентробежный насос ЭЦН5-125-400 на глубину 483 м в зону с температурой между большим - 117°С и меньшим - 96°С прогревом и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра. Начинают вести закачку пара в нагнетательную скважину с суточным расходом 160 т/сут и отбирать продукцию с добывающей скважины с дебитом 150 т/сут. Через три месяца работы в постоянном режиме температура на приеме насоса достигает значения, близкого к предельному для работы насоса - 135°С, после чего проводят перемещение насоса в зону между большим - 135°С и меньшим прогревом - 69°С на глубину 728 м и продолжают эксплуатацию. При этом прогрев ускорился в 1,5 раза по сравнению с аналогичными скважинами, где начальный прогрев осуществляли только из нагнетательной скважины, а суточная добыча сверхвязкой нефти достигла планового значения 26 т/сут для данного поднятия через аналогичное время 11 месяцев по сравнению с соседними скважинами.They exploit a couple of wells in a high-viscosity oil field. The viscosity of the oil is 10849 * 10 -6 m 2 / s (at 8 ° C). An injection well with a horizontal wellbore 723 m long at a depth of 121 m was drilled with a bit with a diameter of 244.5 mm. The horizontal well of the injection well is cased with a column with slots - a slotted filter. Two tubing columns were lowered from the wellhead into the well. The end of the first column was lowered to the beginning of the horizontal well to a depth of 362 m, the end of the second column was lowered to the second half of the horizontal well to a depth of 850 m. A production well with a horizontal well of 730 m long at a depth of 126 m was drilled with a 244.5 mm drill bit. The horizontal well of the producing well is cased with a column with slots - a slit filter; two tubing strings are lowered from the mouth into the well. The end of the first column is lowered to the beginning of the horizontal wellbore to a depth of 660 m, the end of the second column is lowered to the second half of the horizontal wellbore to a depth of 910 m. At the preliminary stage of development, the volume of steam is pumped into the lower producing well 6308 tons with an average daily flow rate of 95 t / day for 69 days, then stop the download for shutter speed for thermocapillary impregnation for 19 days, after which thermobarometric measurements are carried out by means of geophysical studies and the electric centrifugal pump ЭЦН5-125-400 is lowered to a depth of 4 83 m to the zone with a temperature between large - 117 ° С and lower - 96 ° С heating and fiber optic cable along the entire length of the filter. They begin to inject steam into the injection well with a daily flow rate of 160 tons / day and select products from the producing well with a flow rate of 150 tons / day. After three months of continuous operation, the temperature at the pump intake reaches a value close to the limit for the pump to work - 135 ° C, after which the pump is moved to the zone between large - 135 ° C and lower heating - 69 ° C to a depth of 728 m and continue to operate. At the same time, heating was accelerated 1.5 times in comparison with similar wells, where the initial heating was carried out only from the injection well, and the daily production of super-viscous oil reached the planned value of 26 tons / day for this rise after a similar time of 11 months compared to neighboring wells.
Экономия энергии на выработку пара для закачки и прогрева пласта при освоении для одной пары скважин составила 35-40% по сравнению с аналогичными скважинами, работающими по технологии, с первоначальным прогревом (освоением) закачкой пара обоих скважин, и 100-200% - с закачкой только в верхнюю скважину. При этом снижения приемистости горизонтальной нагнетательной скважины вследствие увеличения пластового давления при закачке пара, повышения уровня водонефтяного контакта (ВНК) вследствие конденсации закачанного пара и трудностей при внедрении насосного оборудования вследствие повышения пластового давления не происходило.Energy savings for steam generation for injection and heating of the formation during development for one pair of wells amounted to 35-40% compared to similar wells using technology, with the initial heating (development) injection of steam from both wells, and 100-200% with injection only in the upper well. At the same time, there was no decrease in the injectivity of the horizontal injection well due to an increase in reservoir pressure during steam injection, an increase in the level of water-oil contact (VOC) due to condensation of the injected steam, and difficulties in introducing pumping equipment due to an increase in reservoir pressure.
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин позволяет ускорить выход на промышленную эксплуатацию залежи за счет первоначального прогрева межскважинной зоны пласта вокруг добывающей скважины закачкой в нее пара, сократить энергетические затраты и вести более эффективную добычу продукции за счет установки насоса в участках горизонтального ствола с более низкими пластовыми давлениями и высокой нефтенасыщенностью.The proposed method for developing a highly viscous oil reservoir using paired horizontal wells allows accelerating the commercial production of the reservoir due to the initial heating of the inter-well zone of the formation around the producing well by injecting steam into it, reduce energy costs and conduct more efficient production of products by installing a pump in horizontal sections with lower reservoir pressures and high oil saturation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017124646A RU2663526C1 (en) | 2017-07-07 | 2017-07-07 | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017124646A RU2663526C1 (en) | 2017-07-07 | 2017-07-07 | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2663526C1 true RU2663526C1 (en) | 2018-08-07 |
Family
ID=63142759
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017124646A RU2663526C1 (en) | 2017-07-07 | 2017-07-07 | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2663526C1 (en) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2713277C1 (en) * | 2019-09-30 | 2020-02-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil |
| RU2724718C1 (en) * | 2019-11-25 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
| RU2724707C1 (en) * | 2020-01-14 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil |
| RU2725415C1 (en) * | 2019-10-16 | 2020-07-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit using paired horizontal wells |
| RU2731777C1 (en) * | 2020-02-28 | 2020-09-08 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of determining temperature distribution in an oil well which produces super-viscous oil |
| RU2733251C1 (en) * | 2020-02-28 | 2020-09-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of operation of pair of wells producing high-viscosity oil, with injection stop |
| RU2744609C1 (en) * | 2019-11-12 | 2021-03-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for operating a pair of wells for producing high-viscosity oil |
| RU2749658C1 (en) * | 2020-11-20 | 2021-06-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity oil deposits by cyclic steam method |
| RU2752641C2 (en) * | 2019-08-07 | 2021-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for operating pair of wells for production of high-viscosity oil |
| RU2772896C1 (en) * | 2019-07-26 | 2022-05-26 | Петрочайна Компани Лимитед | Method and apparatus for predicting optimal development in intraformational conversion of tight oil |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| RU2287677C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil-bitumen deposit |
| RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
| RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
| RU2584437C1 (en) * | 2015-06-23 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil |
-
2017
- 2017-07-07 RU RU2017124646A patent/RU2663526C1/en active IP Right Revival
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| RU2287677C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil-bitumen deposit |
| RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
| RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
| RU2584437C1 (en) * | 2015-06-23 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2772896C1 (en) * | 2019-07-26 | 2022-05-26 | Петрочайна Компани Лимитед | Method and apparatus for predicting optimal development in intraformational conversion of tight oil |
| RU2752641C2 (en) * | 2019-08-07 | 2021-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for operating pair of wells for production of high-viscosity oil |
| RU2713277C1 (en) * | 2019-09-30 | 2020-02-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil |
| RU2725415C1 (en) * | 2019-10-16 | 2020-07-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit using paired horizontal wells |
| RU2744609C1 (en) * | 2019-11-12 | 2021-03-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for operating a pair of wells for producing high-viscosity oil |
| RU2724718C1 (en) * | 2019-11-25 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
| RU2724707C1 (en) * | 2020-01-14 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil |
| RU2731777C1 (en) * | 2020-02-28 | 2020-09-08 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of determining temperature distribution in an oil well which produces super-viscous oil |
| RU2733251C1 (en) * | 2020-02-28 | 2020-09-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of operation of pair of wells producing high-viscosity oil, with injection stop |
| RU2749658C1 (en) * | 2020-11-20 | 2021-06-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity oil deposits by cyclic steam method |
| RU2813871C1 (en) * | 2023-10-04 | 2024-02-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| RU2287677C1 (en) | Method for extracting oil-bitumen deposit | |
| RU2584437C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2663527C1 (en) | Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil | |
| RU2305762C1 (en) | Method for viscous oil or bitumen deposit field development | |
| RU2663528C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2527984C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
| RU2433256C1 (en) | Method of high-viscosity oil or bitumen pool development | |
| RU103845U1 (en) | DEVICE FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OIL OR BITUMEN | |
| RU2496000C1 (en) | Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2678738C1 (en) | Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method | |
| RU2504646C1 (en) | Method of oil deposit development using flooding | |
| RU2610966C1 (en) | Highly viscous oil or bitumen field development method | |
| RU2690588C2 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2693055C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2505668C1 (en) | Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells | |
| RU2684262C9 (en) | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones | |
| RU2690586C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2803327C1 (en) | Method for operating a pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2639003C1 (en) | Method for production of high-viscosity oil | |
| RU2725415C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit using paired horizontal wells | |
| RU2506418C1 (en) | Method for oil deposit development at late stage |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190708 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20210310 |