RU2724692C1 - Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть - Google Patents
Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть Download PDFInfo
- Publication number
- RU2724692C1 RU2724692C1 RU2019132869A RU2019132869A RU2724692C1 RU 2724692 C1 RU2724692 C1 RU 2724692C1 RU 2019132869 A RU2019132869 A RU 2019132869A RU 2019132869 A RU2019132869 A RU 2019132869A RU 2724692 C1 RU2724692 C1 RU 2724692C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- injection
- production
- production well
- formation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 41
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 30
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 26
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 7
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 abstract description 11
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 2
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 17
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (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)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть. Техническим результатом является упрощение расположения насоса в добывающей скважине и сокращение времени прогрева пласта за счет прогрева через добывающую скважину. Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает закачку пара через горизонтальную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине в том же пласте. Перед закачкой осуществляют спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб разного диаметра, причем конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола. Осуществляют размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и колонны труб с глубинным насосом и датчиками температуры и давления на входе, во время закачки пара в нагнетательную скважину проведение посредством оптоволоконного кабеля и датчиков температуры и давления термобарометрических измерений в добывающей скважине при отборе продукции глубинным насосом, режимы которого регулируют исходя из термобарических исследований. В добывающую скважину спускают глубинный насос с производительностью, превышающей продуктивность пласта. Перед отбором продукции в добывающую скважину по межтрубному пространству закачивают пар до давления отсечки, не превышающего давление гидроразрыва пласта, после чего останавливают закачку пара и производят отбор продукции до срыва потока. Далее добывающую скважину переводят под аналогичные описанным циклы закачки пара и отбора продукции до получения гидродинамической связи между скважинами, после чего добывающую скважину переводят под постоянный регулируемый отбор продукции пласта.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин (патент RU № 2663526, МПК E21B 43/24, E21B 07/04, E21B 47/06, опубл. 07.08.2018 в Бюл. № 22), включающий 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, спуск в добывающую скважину одной или двух колонн НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой необходимого для прогрева межскважинного пространства залежи с созданием гидродинамической связи объема пара, выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины, проведение термобарометрических измерений посредством геофизических исследований в добывающей скважине, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют зоны с экстремальными температурами, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, размещение спускаемого на колонне НКТ электроцентробежного насоса, оснащенного на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконного кабеля по всей длине фильтра, в дальнейшем ведение закачки пара через нагнетательную скважину и отбор продукции электроцентробежным насосом в добывающей скважине, причем осуществляют первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой расчетного объема высокотемпературного пара в добывающую скважину, а исследования добывающей скважины осуществляют после термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины ниже предельной температуры для насоса, который устанавливают в переходной зоне с температурой между большим и меньшим прогревом, 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.
Недостатком данного способа является сложность реализации из-за постоянного изменения места расположения насоса в ходе добычи, узкая область применения из-за невозможности работы только в пластах с высокой проницаемостью, в которых не происходит рост давления выше давления гидроразрыва пласта при закачке пара.
Наиболее близким по технической сущности является способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2584437, МПК E21B 43/24, опубл. 20.05.2016 в Бюл. № 14), 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.
Недостатком данного способа является сложность реализации и высокая вероятность ошибки из-за сложности определения места расположения насоса в ходе добычи, большие временные затраты, связанные с прогревом пласта из-за отсутствия закачки пара в начальный период через добывающую скважину, низкого перепада давлений между скважинами при отборе, что приводит также длительному выходу на добычу продукции в промышленных масштабах особенно в пластах со средней и низкой приемистостью.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяющего упростить реализацию за счет более простого расположения насоса в добывающей скважине и сократить время прогрева пласта за счет прогрева через добывающую скважину, в том числе в пластах со средней и низкой приемистостью за счет цикличности закачки и обеспечения максимально возможного перепада давлений между скважинами.
Техническая задача решается способом эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающим закачку пара через горизонтальную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине в том же пласте, перед закачкой спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб разного диаметра, причем конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и колонны труб с глубинным насосом и датчиками температуры и давления на входе, во время закачки пара в нагнетательную скважину проведение посредством оптоволоконного кабеля и датчиков температуры и давления термобарометрических измерений в добывающей скважине при отборе продукции глубинным насосом, режимы которого регулируют исходя из термобарических исследований.
Новым является то, что в добывающую скважину спускают глубинный насос с производительностью превышающей продуктивность пласта, перед отбором продукции в добывающую скважину по межтрубному пространству закачивают пар до давления отсечки, не превышающего давление гидроразрыва пласта, после чего останавливают закачку пара и производят отбор продукции до срыва потока, далее добывающую скважину переводят под аналогичные описанным циклы закачки пара и отбора продукции до получения гидродинамической связи между скважинами, после чего добывающую скважину переводят под постоянный регулируемый отбор продукции пласта.
Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство горизонтальной нагнетательной скважины и горизонтальной добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине в том же пласте. Производят спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) разного диаметра, причем конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце (у забоя скважины) горизонтального ствола. Размещают в добывающей скважине оптоволоконный кабель и колонны труб с глубинным насосом и датчиками температуры и давления на входе, причем применяют глубинный насос с производительностью превышающей продуктивность пласта. Через колонны НКТ закачивают пар в нагнетательную скважину. В добывающую скважину по межтрубному пространству также закачивают пар до давления отсечки, не превышающего давление гидроразрыва пласта (определяется эмпирическим путем при гидродинамических исследованиях пласта перед освоением). После чего останавливают закачку пара и производят отбор продукции глубинным насосом до срыва потока, то есть до снижения уровня жидкости в этой скважине до уровня горизонтального ствола скважины. Срыв потока определяется снижением нагрузки на глубинном насосе (снижением веса колонны штанг, если глубинный насос – плунжерный; снижением потребляемого тока, если глубинный насос – электрический погружной и т.п.). При этом обеспечивается максимальный перепад давлений между добывающей и нагнетательной скважинами, что значительно ускоряет процесс проникновения пара в межскважинную зону пласта и его ускоренный прогрев, исключая гидравлический разрыв пласта при закачке пара (что очень актуально для пластов со средней и низкой приемистостью). Далее добывающую скважину переводят под аналогичные описанным циклы закачки пара и отбора продукции до получения гидродинамической связи между скважинами, после чего добывающую скважину переводят под постоянный регулируемый отбор продукции пласта. Причем в добывающей скважине проводят термобарометрические измерения в при отборе продукции глубинным насосом, режимы которого регулируют исходя из термобарических исследований (см. патент RU № 2584437 – авторы на это не претендуют).
Предлагаемый способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяет упростить реализацию за счет более простого расположения насоса в добывающей скважине и сократить время прогрева пласта за счет прогрева через добывающую скважину, в том числе в пластах со средней и низкой приемистости за счет цикличности закачки и обеспечения максимально возможного перепада давлений между скважинами.
Claims (1)
- Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающий закачку пара через горизонтальную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине в том же пласте, перед закачкой осуществляют спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб разного диаметра, причем конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и колонны труб с глубинным насосом и датчиками температуры и давления на входе, во время закачки пара в нагнетательную скважину проведение посредством оптоволоконного кабеля и датчиков температуры и давления термобарометрических измерений в добывающей скважине при отборе продукции глубинным насосом, режимы которого регулируют исходя из термобарических исследований, отличающийся тем, что в добывающую скважину спускают глубинный насос с производительностью, превышающей продуктивность пласта, перед отбором продукции в добывающую скважину по межтрубному пространству закачивают пар до давления отсечки, не превышающего давление гидроразрыва пласта, после чего останавливают закачку пара и производят отбор продукции до срыва потока, далее добывающую скважину переводят под аналогичные описанным циклы закачки пара и отбора продукции до получения гидродинамической связи между скважинами, после чего добывающую скважину переводят под постоянный регулируемый отбор продукции пласта.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019132869A RU2724692C1 (ru) | 2019-10-16 | 2019-10-16 | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019132869A RU2724692C1 (ru) | 2019-10-16 | 2019-10-16 | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2724692C1 true RU2724692C1 (ru) | 2020-06-25 |
Family
ID=71135952
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019132869A RU2724692C1 (ru) | 2019-10-16 | 2019-10-16 | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2724692C1 (ru) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4804043A (en) * | 1987-07-01 | 1989-02-14 | Mobil Oil Corp. | Process for selective placement of polymer gels for profile control in thermal oil recovery |
RU2468194C1 (ru) * | 2011-06-01 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием скважин с наклонными участками |
RU2584437C1 (ru) * | 2015-06-23 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
RU2663527C1 (ru) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть |
RU2663532C1 (ru) * | 2017-10-23 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки высоковязкой нефти |
-
2019
- 2019-10-16 RU RU2019132869A patent/RU2724692C1/ru active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4804043A (en) * | 1987-07-01 | 1989-02-14 | Mobil Oil Corp. | Process for selective placement of polymer gels for profile control in thermal oil recovery |
RU2468194C1 (ru) * | 2011-06-01 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием скважин с наклонными участками |
RU2584437C1 (ru) * | 2015-06-23 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
RU2663527C1 (ru) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть |
RU2663532C1 (ru) * | 2017-10-23 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки высоковязкой нефти |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2663526C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин | |
RU2584437C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2663527C1 (ru) | Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2663528C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
EP3303768A1 (en) | Thermally induced low flow rate fracturing | |
RU2555713C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
RU2322576C1 (ru) | Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов | |
RU103845U1 (ru) | Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
RU2550635C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
RU2724692C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2610966C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума | |
RU2543848C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти или битума с регулируемым отбором продукции из горизонтальных скважин | |
RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
RU2725415C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин | |
RU2724707C1 (ru) | Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2690588C2 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2803327C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2693055C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
RU2695478C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2690586C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
RU2639003C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти | |
RU2684262C9 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
RU2678738C1 (ru) | Способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти | |
RU2713277C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2684627C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием |