RU2695478C1 - Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil - Google Patents
Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil Download PDFInfo
- Publication number
- RU2695478C1 RU2695478C1 RU2018138830A RU2018138830A RU2695478C1 RU 2695478 C1 RU2695478 C1 RU 2695478C1 RU 2018138830 A RU2018138830 A RU 2018138830A RU 2018138830 A RU2018138830 A RU 2018138830A RU 2695478 C1 RU2695478 C1 RU 2695478C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pump
- injection
- holes
- horizontal
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 57
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 57
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 22
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 22
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 22
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 22
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 21
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 19
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 4
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 3
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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 OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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 OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (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 залежи высоковязкой нефти с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин (патент RU №2379494, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №2 от 20.01.2010), горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам и контроль технологических параметров пласта и скважины, при этом окончания колонн насосно-компрессорных труб располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин, прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта с увеличением размеров паровой камеры, в процессе отбора продукции, периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды, анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.A known method of developing a reservoir of high viscosity oil using a pair of horizontal injection and producing wells (patent RU No. 2379494, IPC EV 43/24, publ. Bull. No. 2 from 01/20/2010), the horizontal sections of which are placed parallel to one another in the vertical plane of the productive formation, equipped with a string of tubing, allowing simultaneous injection of coolant and selection of products, injection of coolant, heating of the reservoir with the creation of a steam chamber, selection of products through production wells along the tubing and monitoring the technological parameters of the reservoir and the well, while the ends of the tubing strings are located at opposite ends of the conventionally horizontal section of the wells, heating of the reservoir begins with steam injection into both wells, heats the borehole zone of the formation, reduces the viscosity of highly viscous oil and the steam chamber is created by injection of a coolant, propagating to the upper part of the reservoir with an increase in the size of the steam chamber, during the selection process In addition, from time to time, 2-3 times a week, they determine the mineralization of the water being taken in by way, analyze the effect of changes in the mineralization of the water being taken in on the uniformity of heating the steam chamber, and taking into account the changes in the mineralization of the water being taken in, the steam chamber is uniformly heated by adjusting the coolant injection mode or product selection wells until a stable mineralization value of the associated water is reached.
Недостатком известного способа является отсутствие контроля температуры в горизонтальной добывающей скважине, что приводит или к перегреву скважины и выходу из строя глубинно-насосного оборудования, или к недогреву и потерям дебита нефти.The disadvantage of this method is the lack of temperature control in a horizontal production well, which leads either to overheating of the well and failure of the downhole pumping equipment, or to underheating and loss of oil production.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, (патент RU №2663528, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №22 от 07.08.2018), включающий 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, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны горизонтального ствола добывающей скважины с различной температурой, определение в одной из выявленных зон интервала с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в котором размещают электроцентробежный насос, при этом изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, причем при температуре жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы электроцентробежного насоса, поддерживают постоянный режим его работы, при этом в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины для установки насоса выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, размещают электроцентробежный насос в данной переходной зоне, причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы.The closest in technical essence and the achieved result is a method of operating a pair of wells producing highly viscous oil (patent RU No. 2663528, IPC ЕВВ 43/24, publ. Bull. No. 22 of 08/07/2018), including the construction of an injection well and a producing well, located below and parallel to the injection well, the descent into the injection well of two tubing strings - tubing of different diameters with the ends at different intervals of the horizontal wellbore, placement of fiber optic cable to the production well whitewash and tubing with an electric centrifugal pump and temperature sensors at the inlet to the electric motor of the electric centrifugal pump and in the electric centrifugal pump, controlled injection of steam into the injection well through tubing of various diameters, thermobaric measurements in the producing well and using a fiber optic cable to identify the horizontal wellbore of the producing well with various temperature, determination in one of the identified zones of the interval with a change in the angle of set of curvature of not more than 2 degrees by 10 m, an electric centrifugal pump is placed by a otor, and by changing the steam supply through the injection well and the operation of the electric centrifugal pump, the mode of operation of a pair of wells is established, and at a liquid temperature at the inlet equal to the maximum allowable by the operating conditions of the electric centrifugal pump, it is maintained at a constant mode, while in a horizontal barrel injection wells conduct geophysical studies to determine oil saturation along the horizontal wellbore, and then in injection with two tubing strings are placed in an important area, with the end of the smaller diameter column at the beginning of the horizontal well and the end of the larger diameter in the zone with oil saturation of more than 60%, by means of geophysical studies in the horizontal well of the producing well to install the pump, a transition zone with a temperature between large and less warming up, place the electric centrifugal pump in this transition zone, and when the temperature of the liquid drops below the maximum allowable at the pump inlet, the steam injection increases of the injection well, and as the temperature rises at the pump inlet reduce steam injection through the injection well and / or translate periodic pump in operation.
Недостатками известного способа являются снижение стабильности и/или выход из строя электропогружного насоса в случаях значительного выноса песка из породы, достижения предельной температуры работоспособности на приеме насоса, выход из строя оптоволоконного кабеля вследствие перегрева, а также неравномерность прогрева и создания паровой камеры вследствие наличия только двух точек нагнетания пара вдоль ствола нагнетательной скважины.The disadvantages of this method are the decrease in stability and / or failure of the electric submersible pump in cases of significant removal of sand from the rock, achievement of the maximum working temperature at the pump intake, failure of the fiber optic cable due to overheating, as well as uneven heating and creation of a steam chamber due to the presence of only two steam injection points along the injection wellbore.
Техническими задачами заявляемого способа являются повышение стабильности работы насоса за счет спуска насоса с хвостовиком, сообщенным с входом насоса, причем вход хвостовика размещают в переходной температурной зоне, а насос - за пределами фильтровой части горизонтального ствола добывающей скважины, а также использование в нагнетательной скважине на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) большего диаметра муфты или муфт с отверстием или отверстиями диаметром 6-8 мм в районе середины фильтровой части для равномерного прогрева горизонтального ствола скважины и пласта, создание более растянутой по горизонтальному стволу скважин паровой камеры и вовлечение парогравитационным воздействием большей зоны пласта.The technical objectives of the proposed method are to increase the stability of the pump due to the descent of the pump with a shank communicated with the pump inlet, the shank inlet being placed in the transition temperature zone, and the pump outside the filter part of the horizontal wellbore of the producing well, as well as the use in the injection well on the string tubing of larger diameter couplings or couplings with a hole or holes with a diameter of 6-8 mm in the middle of the filter part for uniform heating of horiz the on-line wellbore and the formation, creating a steam chamber more extended along the horizontal wellbore and involving the larger zone of the formation by the steam-gravity effect.
Техническая задача решается способом эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающим строительство с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных стволах добывающей скважины и нагнетательной скважины, расположенной ниже и параллельно добывающей скважины, проведение в горизонтальном стволе нагнетательной скважины геофизических исследований по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, размещение в нагнетательной скважине двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ, при этом конец колонны НКТ меньшего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, а конец колонны НКТ большего диаметра в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, а посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, из которой осуществляют отбор электроцентробежным насосом, причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы.The technical problem is solved by the method of operating a pair of wells producing highly viscous oil, including the construction of filter wells in the respective horizontal wells of the producing well and the injection well located below and parallel to the producing well, conducting geophysical surveys in the horizontal well of the injection well to determine oil saturation along the horizontal well, placement in the injection well of two columns of tubing - tubing, with the end to smaller diameter tubing strings are placed at the beginning of the horizontal wellbore, and a larger diameter tubing string end in the zone with oil saturation of more than 60%, controlled steam injection into the injection well through different diameter tubing strings, and through the geophysical studies in the horizontal well of the producing well, the transition zone with temperature between greater and lesser heating, from which they are selected by an electric centrifugal pump, and when the temperature of the liquid decreases below the maximum allowable at the inlet Asosa increase the steam injection via the injection well, and as the temperature rises at the pump inlet reduce steam injection through the injection well and / or translate periodic pump in operation.
Новым является то, что перед спуском в нагнетательную скважину в колонне НКТ большего диаметра оснащают одну или несколько муфт одним или двумя отверстиями, располагаемыми по периметру равномерно, отверстия во время спуска размещают в районе середины фильтровой части для создания дополнительной точки или нескольких точек закачки пара для равномерного прогрева вдоль всего горизонтального ствола скважины и большего охвата пласта, при этом муфты с 2-мя отверстиями используют при объеме закачки пара не менее 120 т/сут в НКТ большего диаметра, причем при длине фильтровой части менее 500 м спускают одну муфту с отверстием или 2-мя отверстиями 6 мм, при длине 500-700 м спускают одну муфту с отверстием или 2-мя отверстиями 8 мм, при длине фильтровой части более 700 м спускают 2 муфты с отверстием или 2-мя отверстиями 8 мм и расстоянием между данными муфтами не менее 100 м, в добывающую скважину спускают насос с хвостовиком, сообщенным с входом насоса, вход хвостовика размещают в переходной температурной зоне, а насос - за пределами фильтровой части горизонтального ствола добывающей скважины. Способ осуществляется следующим образом.New is that before lowering into the injection well in the tubing string of a larger diameter, equip one or more couplings with one or two holes that are evenly spaced around the perimeter, the holes during the descent are placed in the middle of the filter section to create an additional point or several steam injection points for uniform heating along the entire horizontal wellbore and greater reservoir coverage, while couplings with 2 holes are used with a steam injection volume of at least 120 tons / day in larger tubing moreover, when the length of the filter part is less than 500 m, one sleeve with a hole or 2 holes of 6 mm is lowered, with a length of 500-700 m, one sleeve with a hole or 2 holes of 8 mm is lowered, with a length of the filter part more than 700
Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство в продуктивном пласте 1 добывающей скважины 2 (см. фиг. 1) и, нагнетательной скважины 3, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине 3. Горизонтальные стволы скважин 2, 3 обсажены колонной с щелями - щелевым фильтром 4 (фильтровая часть). Проводят в горизонтальном стволе нагнетательной скважины 3 геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, размещение в нагнетательной скважине 3 двух колонн НКТ 5, 5', при этом конец колонны меньшего диаметра 5 размещают в эксплуатационной колонне, а конец колонны большего диаметра 5' в зоне с нефтенасыщенностью более 60% во второй половине фильтра 4. Перед спуском в нагнетательную скважину 3 в колонне НКТ 5' большего диаметра оснащают одну или несколько муфт 6 одной или двумя отверстиями (показаны условно), располагаемыми по периметру равномерно, отверстия во время спуска размещают в районе середины фильтра 4 нагнетательной скважины для создания дополнительной точки или нескольких точек закачки пара для равномерного прогрева вдоль всего горизонтального ствола скважины 3. При этом муфты 6 с 2-мя отверстиями используют при объеме закачки пара не менее 120 т/сут в НКТ 5' большего диаметра. При длине фильтра 4 менее 500 м спускают одну муфту с отверстием или 2-мя отверстиями примерно 6 мм, при длине 500-700 м одну муфту 4 с отверстием или 2-мя отверстиями примерно 8 мм, при длине фильтра 4 более 700 м спускают 2 муфты с отверстием или 2-мя отверстиями 8 мм и расстоянием между данными муфтами 6 не менее 100 м (не показано). Это позволяет прогревать горизонтальный ствол скважины 3 и продуктивный пласт 1 из нескольких точек, что приводит к более равномерному прогреву. Диаметры отверстий 6±1 мм и 8±1 мм подобраны эмпирическим путем.A method of operating a pair of wells producing highly viscous oil involves the construction of a producing well 2 in a producing formation 1 (see Fig. 1) and an injection well 3 located below and parallel to the injection well 3. The
В горизонтальном стволе добывающей скважины 2 проводят геофизические исследования для определения переходной зоны с температурой между большего и меньшим прогревом, из которой осуществляют отбор насосом 7.Geophysical surveys are carried out in the horizontal wellbore of the producing well 2 to determine the transition zone with a temperature between greater and lesser heating, from which the
Насос 7 спускают на НКТ 8 в кожухе 9 с хвостовиком 10, сообщенным с входом насоса 7 при помощи кожуха 9. Вход хвостовика 10 размещают в переходной температурной зоне, а насос 7 - за пределами фильтра 4 горизонтального ствола добывающей скважины 2. Достигают постоянного режима работы пары скважин 2 и 3 изменением подачи пара через нагнетательную скважину 3 и интенсивностью отбора насосом 7 в добывающей 2, с температурой жидкости на входе насоса 7 близкой, но не более максимально допустимой по условиям работы насоса 7 (на это авторы не претендуют). При снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса 7 увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину 3, а при повышении температуры на входе насоса 7 снижают закачку пара через нагнетательную скважину 3 и/или переводят насос 7 в периодический режим работы. Пример конкретного выполнения.The
На Чумачкинском месторождении сверхвязкой нефти, находящемся на глубине 95 м, коллектор - пласт 1 (фиг. 1) представлен неоднородными пластами толщиной около 22 м, пластовой температурой 8°С и давлением 0,4 МПа, нефтенасыщенностью 0,67 д. ед., пористостью 31%, проницаемостью 0,298 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 958 кг/м3, вязкостью 13011 мПа⋅с. В пласте 1 пробурили пару горизонтальных скважин: добывающую - 2 и нагнетательную - 3 на расстоянии примерно 5 м друг от друга. Нагнетательная скважина 3 с горизонтальным стволом длиной 544 м на глубине 109 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины 3 обсажен щелевым фильтром 4 - колонной с щелями. После строительства скважин 2 и 3 провели геофизические исследования (электрические и радиоактивные) по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола скважин 2, 3. Добывающая скважина 2 с горизонтальным стволом длиной 592 м на глубине 114 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена другим щелевым фильтром 4 -колонной с щелями.At the Chumachkinskoye super-viscous oil field located at a depth of 95 m, reservoir-reservoir 1 (Fig. 1) is represented by heterogeneous reservoirs with a thickness of about 22 m, reservoir temperature of 8 ° C and pressure of 0.4 MPa, oil saturation of 0.67 units, porosity of 31%, permeability of 0.298 μm2, bitumen density at reservoir conditions of 958 kg / m 3 , viscosity of 13011 mPa⋅s. A couple of horizontal wells were drilled in reservoir 1: production - 2 and injection - 3 at a distance of about 5 m from each other. An injection well 3 with a horizontal well 544 m long at a depth of 109 m was drilled with a bit with a diameter of 244.5 mm. The horizontal well of injection well 3 is cased with a slotted
С устья в нагнетательную скважину 3 спущены две колонны НКТ 5 и 5'. Конец первой колонны НКТ 5 диаметром 60 мм спущен в начало горизонтального ствола, на глубину 448 м. Конец второй колонны 5' диаметром 89 мм спущен во вторую половину горизонтального ствола скважины 3, в зону с нефтенасыщенностью 73% на глубине 870 м, на глубине 663 м располагают муфту 6 НКТ с одним отверстием диаметром 8 мм.Two
Закачивают 4590 тонн пара через нагнетательную скважину 3 с расходом 67 т/сут в НКТ 5' и 28 т/сут в НКТ 5, и 3535 тонн пара в добывающую скважину 2 с расходом 76 т/сут. В добывающей скважине 2 проводят геофизические исследования по определению распределения давления и температуры по горизонтальному стволу скважины 2. Посредством этих исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины 2 выявляют переходную зону с температурой между большим 129°С (на глубине 480 м) и меньшим 105°С (на глубине 660 м) прогревом, в который размещают при помощи колонны НКТ 8 вход хвостовика 10 диаметром 60 мм и длиной 182 м, соединенного с электроцентробежным насосом 7 марки ЭЦНА5А-125-400 в кожухе 9, спущенным на глубину 423 м. Насос 7 оборудован датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса (показано условно) и в электроцентробежном насосе 7. Вдоль ствола добывающей скважины 2 размещают оптоволоконный кабель для контроля температуры в процессе эксплуатации. Возобновляют закачку пара с расходом 65 т/сут в НКТ 5' и 30 т/сут в НКТ 5 через нагнетательную скважину 3, а пластовую продукцию из добывающей скважины 2 отбирают электроцентробежным насосом 7 через хвостовик 10 с режимом отбора 110 т/сут. Замеряют температуру на входе электроцентробежного насоса 7. Допустимая температура на приеме данного электроцентробежного насоса 7 составляет 130°С, при этом температура в области размещения конца хвостовика 10 может быть на 5-10°С выше, что не приводит к срывам работы насоса.4590 tons of steam are pumped through injection well 3 with a flow rate of 67 tons / day in tubing 5 'and 28 tons / day in
При температуре 115°С на приеме данного электроцентробежного насоса 7, его эксплуатируют в постоянном режиме, а закачку пара через нагнетательную скважину 3 увеличивают на 20 т/сут (на 10 т/сут в НКТ 5 и на 10 т/сут в НКТ 5'). Добиваются постоянного режима работы электроцентробежного насоса 7 с необходимым расходом для поддержания температуры жидкости на приеме электроцентробежного насоса 7 близкой, но не более 130°С.At a temperature of 115 ° C at the reception of this electric
Стабильность работы насоса 7 в условиях более высокого значения прогрева пласта 1 подтверждается увеличением межремонтного периода на 23% по сравнению с соседними скважинами участка. Размещение в районе середины фильтровой части дополнительной точки закачки пара в НКТ 5' большего диаметра позволяет достичь более равномерного прогрева вдоль всего горизонтального ствола скважины 3 и растянуть создаваемую паровую камеру над добывающей скважиной 2 вдоль всего горизонтального ствола. При этом парогравитационным воздействием охватывается большая зона пласта 1, что также подтверждается дебитом по нефти, превышающим на 15-17% аналогичные значения по скважинам участка, работающим без хвостовиков, по технологии описанной в наиболее близком аналоге.The stability of the
Предлагаемый способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяет повысить стабильности работы насоса за счет спуска насоса с хвостовиком, сообщенным с входом насоса, причем вход хвостовика размещают в переходной температурной зоне, а насос - за пределами фильтровой части горизонтального ствола добывающей скважины, а также создать более растянутую по горизонтальному стволу скважин паровую камеру и вовлечь парогравитационным воздействием большую зону пласта за счет использования в нагнетательной скважине на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) большего диаметра муфты или муфт с отверстием или отверстиями диаметром 6-8 мм в районе середины фильтровой части, обеспечивающими равномерный прогрев горизонтального ствола скважины и пласта.The proposed method of operating a pair of wells that produce highly viscous oil can improve the stability of the pump by lowering the pump with a liner in communication with the pump inlet, the liner inlet being placed in the transition temperature zone, and the pump outside the filter part of the horizontal wellbore of the producing well, and create a steam chamber that is more extended along the horizontal wellbore and engage a large formation zone by means of steam gravity by using the injection well in the injection well it is not tubing pipes (tubing) of larger diameter couplings or couplings with a hole or holes with a diameter of 6-8 mm in the region of the middle of the filter part, ensuring uniform heating of the horizontal wellbore and formation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018138830A RU2695478C1 (en) | 2018-11-01 | 2018-11-01 | Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018138830A RU2695478C1 (en) | 2018-11-01 | 2018-11-01 | Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2695478C1 true RU2695478C1 (en) | 2019-07-23 |
Family
ID=67512163
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018138830A RU2695478C1 (en) | 2018-11-01 | 2018-11-01 | Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2695478C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2791828C1 (en) * | 2022-07-28 | 2023-03-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for producing high-viscosity oil using a pair of wells |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
WO2010062208A1 (en) * | 2008-11-28 | 2010-06-03 | Schlumberger Canada Limited | Method for estimation of sagd process characteristics |
RU2455474C1 (en) * | 2011-02-04 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field |
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 |
-
2018
- 2018-11-01 RU RU2018138830A patent/RU2695478C1/en active
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 |
RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
WO2010062208A1 (en) * | 2008-11-28 | 2010-06-03 | Schlumberger Canada Limited | Method for estimation of sagd process characteristics |
RU2455474C1 (en) * | 2011-02-04 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field |
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 (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2791828C1 (en) * | 2022-07-28 | 2023-03-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for producing high-viscosity oil using a pair of wells |
RU2803327C1 (en) * | 2023-04-03 | 2023-09-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method for operating a pair of 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 | |
US5141054A (en) | Limited entry steam heating method for uniform heat distribution | |
RU2663527C1 (en) | Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil | |
RU2663528C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
RU2584437C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
RU2694317C1 (en) | Method of completion and development of steam horizontal wells producing high-viscosity oil | |
RU2695478C1 (en) | Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil | |
EP3114309A1 (en) | Method for managing production of hydrocarbons from a subterranean reservoir | |
CA3046523C (en) | System and method for sagd inter-well management and pseudo infill optimization scheme | |
US20160061015A1 (en) | Axially segmented depletion operations in horizontal wells | |
RU2321734C1 (en) | Method for fractured highly-viscous oil reservoir development | |
RU2610966C1 (en) | Highly viscous oil or bitumen field development method | |
RU2724707C1 (en) | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil | |
RU2483207C2 (en) | Development method of fractured high-viscosity oil deposit | |
RU2543848C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with controlled product extraction from horizontal wells | |
RU2678738C1 (en) | Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method | |
RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
RU2693055C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
RU2690588C2 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
RU2689102C2 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit | |
RU2724692C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
RU2803327C1 (en) | Method for operating a pair of wells producing high-viscosity oil |