RU2803327C1 - Method for operating a pair of wells producing high-viscosity oil - Google Patents
Method for operating a pair of wells producing high-viscosity oil Download PDFInfo
- Publication number
- RU2803327C1 RU2803327C1 RU2023108161A RU2023108161A RU2803327C1 RU 2803327 C1 RU2803327 C1 RU 2803327C1 RU 2023108161 A RU2023108161 A RU 2023108161A RU 2023108161 A RU2023108161 A RU 2023108161A RU 2803327 C1 RU2803327 C1 RU 2803327C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- injection
- production well
- centrifugal pump
- production
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of highly viscous and bitumen oil deposits.
Известен способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2695478, МПК Е21В 43/24, Е21В 7/04, Е21В 47/06, опубл. 23.07.2019 г.), включающий строительство с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных стволах добывающей скважины и нагнетательной скважины, расположенной ниже и параллельно добывающей скважине, 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, причем 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 примерно 6 мм, при длине 500-700 м спускают одну муфту с отверстием или 2-мя отверстиями примерно 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.There is a known method for operating a pair of wells producing high-viscosity oil (patent RU No. 2695478, MPK E21B 43/24, E21B 7/04, E21B 47/06, published July 23, 2019), including construction with filter parts in the corresponding horizontal wells of the producing well and an injection well located below and parallel to the production well, carrying out geophysical surveys in the horizontal bore of the injection well to determine oil saturation along the horizontal bore, placing two strings of tubing in the injection well, with the end of the tubing string of a smaller diameter placed at the beginning horizontal wellbore, and the end of a tubing string of a larger diameter in a zone with an oil saturation of more than 60%, controlled injection of steam into an injection well through tubing strings of various diameters, and through geophysical research in a horizontal wellbore of a production well, a transition zone with a temperature between greater and lesser heating is identified, from which is extracted by an electric centrifugal pump, and when the liquid temperature drops below the maximum permissible at the pump inlet, steam injection through the injection well is increased, and when the temperature at the pump inlet increases, steam injection through the injection well is reduced and/or the pump is switched to periodic operation mode, and before lowering In an injection well in a tubing string of a larger diameter, one or more couplings are equipped with one or two holes evenly spaced around the perimeter; during descent, the holes are placed in the area of the middle of the filter part to create an additional point or several points for steam injection for uniform heating along the entire horizontal wellbore and greater formation coverage, while couplings with 2 holes are used when the volume of steam injection is at least 120 t/day into tubing of a larger diameter, and when the length of the filter part is less than 500 m, one coupling with a hole or 2 holes of approximately 6 mm is run , with a length of 500-700 m, one coupling with a hole or 2 holes of approximately 8 mm is lowered, with a length of the filter part of more than 700 m, 2 couplings with a hole or 2 holes of 8 mm are lowered and the distance between these couplings is at least 100 m, a pump with a liner connected to the pump inlet is lowered into the production well; the liner inlet is placed in the transition temperature zone, and the pump is located outside the filter part of the horizontal wellbore of the production well.
Недостатками данного способа эксплуатации являются высокая вероятность парогазопроявления на устье нагнетательной скважины на этапе эксплуатации во время проведения, текущего или капитального ремонта скважины, негативное влияние высокой температуры парогазовой смеси, находящейся в межтрубном пространстве, на цементную крепь. При этом также происходит уход тепла в нецелевой объект эксплуатации. The disadvantages of this method of operation are the high probability of steam and gas intrusion at the mouth of the injection well during the operation stage during well repair, maintenance or overhaul, and the negative impact of the high temperature of the steam-gas mixture located in the annulus on the cement lining. In this case, heat also goes to a non-target object of operation.
Наиболее близким является способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2584437, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.05.2016 г.), 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 (термические) 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 is the method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil (patent RU No. 2584437, MPK E21B 43/24, published on May 20, 2016), including injection of steam through a horizontal well, sampling of reservoir products through a horizontal production well located below and parallel to the injection well, and two strings of tubing pipes of different diameters are lowered into the injection well, the end of the larger diameter column is placed at the beginning of the horizontal wellbore, the end of the smaller diameter column is placed at the end of the horizontal wellbore, a fiber optic cable and a tubing string are placed in the production well 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, steam is pumped through the injection well and thermobarometric (thermal) measurements are carried out, using a fiber optic cable, zones of the horizontal wellbore of the production well with the highest temperature are identified, among the identified zones the zone with by changing the curvature angle of no 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 operation of the electric centrifugal pump, the operating mode of a pair of wells is established, in which the electric centrifugal pump operates in constant mode at the temperature of the pumped reservoir product, equal to the maximum permissible for an electric centrifugal pump.
При добыче высоковязкой нефти парогравитационным воздействием стремятся к максимальному разогреву и снижению вязкости нефти, что обеспечивает максимальный дебит скважин. Однако при этом разогрев в стволе горизонтальной скважины происходит неравномерно в связи с тем, что закачиваемый пар охлаждается по мере прохождения по стволу скважины. Как правило, на "пятке" температура существенно выше, чем на "носке" скважины. Из-за этого насосное оборудование начинает работать с перегревом и выходит из строя. В свою очередь это приводит к остановке скважины, необходимости ремонта насоса и потерям нефти.When extracting high-viscosity oil by steam-gravitational action, they strive for maximum heating and reduction of oil viscosity, which ensures maximum well production. However, heating in the horizontal wellbore occurs unevenly due to the fact that the injected steam cools as it passes through the wellbore. As a rule, the temperature at the “heel” is significantly higher than at the “toe” of the well. Because of this, the pumping equipment begins to overheat and fails. In turn, this leads to well shutdown, the need to repair the pump and oil losses.
Техническими задачами являются повышение эффективности способа эксплуатации скважины на залежах высоковязкой нефти за счет исключения перегрева и выхода из строя насосного оборудования, повышение дебита добывающих скважин за счет смещения точки отбора в интервал с оптимальной температурой жидкости, а также исключение прорыва пара.Technical objectives are to increase the efficiency of the method of operating a well in high-viscosity oil deposits by eliminating overheating and failure of pumping equipment, increasing the flow rate of production wells by shifting the sampling point to the interval with the optimal fluid temperature, and also eliminating steam breakthrough.
Технические задачи решаются способом эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающим закачку пара через горизонтальную нагнетательную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб разного диаметра, размещение конца колонны большего диаметра в начале горизонтального ствола, конца колонны меньшего диаметра в конце горизонтального ствола, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и колонны насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, закачку пара через нагнетательную скважину, проведение термических измерений посредством оптоволоконного кабеля.Technical problems are solved by the method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil, including pumping steam through a horizontal injection well, sampling reservoir products through a horizontal production well located below and parallel to the injection well, lowering two strings of tubing pipes of different diameters into the injection well, placing the end columns of a larger diameter at the beginning of the horizontal wellbore, the end of a column with a smaller diameter at the end of the horizontal wellbore, placement of a fiber optic cable and a tubing string 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 in the production well, injection of steam through the injection well, thermal measurements via fiber optic cable.
Новым является то, что в результате термических измерений по стволу добывающей скважины ежемесячно выявляют зону горизонтального ствола добывающей скважины с температурой, превышающей 125°С, при выявлении такой зоны останавливают закачку пара, извлекают из добывающей скважины электроцентробежный насос и оптоволоконный кабель, выбирают хвостовик с длиной, позволяющей расположить его окончание с входом в фильтровую колонну добывающей скважины на расстояние 100-400 м, и пакер с возможностью его дальнейшей установки до фильтровой колонны добывающей скважины, устанавливают пакер на хвостовик, спускают в добывающую скважину хвостовик с установленным на него пакером, далее в добывающую скважину спускают электроцентробежный насос до интервала расположения установленного пакера с хвостовиком, запускают добывающую скважину на отбор пластовой продукции, а в нагнетательную скважину возобновляют закачку пара.What is new is that as a result of thermal measurements along the production well bore, a zone of the horizontal bore of the production well with a temperature exceeding 125°C is identified monthly, when such a zone is identified, steam injection is stopped, an electric centrifugal pump and fiber optic cable are removed from the production well, a liner with a length of , which makes it possible to position its end with the entrance to the filter column of the producing well at a distance of 100-400 m, and the packer with the possibility of its further installation to the filter column of the producing well, install the packer on the liner, lower the liner with the packer installed on it into the production well, then the production well is lowered with an electric centrifugal pump to the location interval of the installed packer with a liner, the production well is launched to sample formation products, and steam injection is resumed into the injection well.
На фиг. 1 представлена последовательность осуществления способа.In fig. 1 shows the sequence of implementation of the method.
На фиг. 2 представлена температурная кривая.In fig. Figure 2 shows the temperature curve.
Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, осуществляют следующим образом.The method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil is carried out as follows.
При добыче высоковязкой нефти парогравитационным воздействием стремятся к максимальному разогреву и снижению вязкости нефти, что обеспечивает максимальный дебит скважин. Однако при этом насосное оборудование начинает работать с перегревом и выходит из строя. Занижение температуры нефти приводит к потерям дебита. Отсутствие контроля температуры в добывающих скважинах приводит или к перегреву скважины и выходу из строя глубинно-насосного оборудования или к недогреву и потерям дебита нефти. When extracting high-viscosity oil by steam-gravitational action, they strive for maximum heating and reduction of oil viscosity, which ensures maximum well production. However, in this case, the pumping equipment begins to overheat and fails. A decrease in oil temperature leads to production losses. Lack of temperature control in production wells leads either to overheating of the well and failure of downhole pumping equipment, or to underheating and loss of oil production.
На залежи 1 (см. фиг.1) высоковязкой нефти при эксплуатации пары скважин – горизонтальной добывающей 2 и горизонтальной нагнетательной 3 скважин, добывающих высоковязкую нефть, в нагнетательную скважину 3 спускают две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра (на фиг.1, 2 не показано). Конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола. In deposit 1 (see Fig. 1) of high-viscosity oil, when operating a pair of wells - a horizontal production 2 and a horizontal injection well 3, producing high-viscosity oil, two strings of tubing pipes of different diameters are lowered into the injection well 3 (in Figs. 1, 2 not shown). The end of the column with a larger diameter is placed at the beginning of the horizontal shaft, the end of the column with a smaller diameter is placed at the end of the horizontal shaft.
В добывающей скважине 2 размещают оптоволоконный кабель (на фиг. 1,2 не показан) и колонну насосно-компрессорных труб (на фиг. 1, 2 не показана) с электроцентробежным насосом (ЭЦН) 4, снабженным датчиками температуры на входе в электродвигатель ЭЦН 4 и в ЭЦН 4. Через нагнетательную скважину 3 закачивают пар и проводят термические измерения по стволу добывающей скважины 2 посредством оптоволоконного кабеля.A fiber optic cable (not shown in Fig. 1, 2) and a tubing string (not shown in Fig. 1, 2) with an electric centrifugal pump (ESP) 4 equipped with temperature sensors at the inlet to the electric motor ESP 4 are placed in the production well 2 and into the ESP 4. Steam is pumped through the injection well 3 and thermal measurements are carried out along the production wellbore 2 via a fiber-optic cable.
В результате термических измерений по стволу добывающей скважины строят температурную кривую (фиг. 2) и выявляют зону горизонтального ствола добывающей скважины 2 (фиг. 1) с температурой, превышающей 125 °С (при таких температурах высока вероятность перегрева и выхода из строя насосного оборудования). В основном такая зона с высокой температурой располагается в «пяточной части» добывающей скважины 2. As a result of thermal measurements along the production wellbore, a temperature curve is constructed (Fig. 2) and a zone of the horizontal wellbore of the production well 2 (Fig. 1) with a temperature exceeding 125 ° C is identified (at such temperatures there is a high probability of overheating and failure of pumping equipment) . Basically, such a zone with high temperature is located in the “heel part” of production well 2.
При выявлении зоны с температурой, превышающей 125 °С, останавливают закачку пара в нагнетательную скважину 3. Извлекают из добывающей скважины 2 ЭЦН 4 и оптоволоконный кабель. Выбирают хвостовик 5 длиной, позволяющей расположить его окончание с входом в фильтровую колонну (на фиг. 1, 2 не показано) добывающей скважины 2 на расстояние 100-400 м (расстояние, на которое вводят окончание хвостовика в фильтровую колонну), и выбирают пакер 6 с возможностью его дальнейшей установки до расположения фильтровой колонны добывающей скважины 2. Расстояние 100-400 м, на которое вводят окончание хвостовика 5 в фильтровую колонну добывающей скважины 2, зависит от величины температуры выявленной зоны горизонтального ствола добывающей скважины. Чем выше температура, тем больше расстояние.If a zone with a temperature exceeding 125 °C is detected, steam injection into injection well 3 is stopped. ESP 4 and the fiber-optic cable are removed from production well 2. A liner 5 is selected with a length that allows its end to be positioned with the entrance to the filter column (not shown in Fig. 1, 2) of the producing well 2 at a distance of 100-400 m (the distance at which the end of the liner is inserted into the filter column), and a packer 6 is selected with the possibility of its further installation before the location of the filter column of the production well 2. The distance of 100-400 m at which the end of the liner 5 is inserted into the filter column of the production well 2 depends on the temperature of the identified zone of the horizontal trunk of the production well. The higher the temperature, the greater the distance.
Устанавливают пакер 6 на хвостовик 5. Затем в добывающую скважину 2 спускают хвостовик 5 с установленным на него пакером 6 с возможностью размещения окончания хвостовика 5 с входом в фильтровую колонну добывающей скважины 2 и установки пакера 5 до фильтровой колонны добывающей скважины 2 (эта зона соответствует зоне с температурой, не превышающей 90 °С).The packer 6 is installed on the liner 5. Then the liner 5 with the packer 6 installed on it is lowered into the production well 2 with the possibility of placing the end of the liner 5 with the entrance to the filter column of the production well 2 and installing the packer 5 to the filter column of the production well 2 (this zone corresponds to the zone with a temperature not exceeding 90 °C).
После этого спускают в добывающую скважину 2 электроцентробежный насос 4 до интервала расположения установленного пакера 6 с хвостовиком 5. Запускают добывающую скважину 2 на отбор пластовой продукции, а в нагнетательную скважину 3 возобновляют закачку пара.After this, an electric centrifugal pump 4 is lowered into the production well 2 to the location interval of the installed packer 6 with a liner 5. The production well 2 is launched to sample formation products, and steam injection into the injection well 3 is resumed.
Таким образом, отбор пластовой продукции происходит из зоны с оптимальной температурой, исключающий перегрев ЭЦН.Thus, the selection of reservoir products occurs from a zone with an optimal temperature, eliminating overheating of the ESP.
Примеры конкретного выполнения.Examples of specific implementation.
Пример 1Example 1
На Михайловской залежи битума, находящейся на глубине 170 м, залежь представлена однородным пластом 3 со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной Н2 = 10 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,50 д. ед., пористостью 31%, проницаемостью 2,847 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м3, вязкостью 13011 мПа·с, произвели строительство расположенных друг над другом горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин. В нагнетательную скважину спустили две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра. Конец колонны большего диаметра разместили в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра в конце горизонтального ствола. Далее выполнили работы по первоначальному прогреву скважин с закачкой пара в обе скважины и остановкой на термокапиллярную пропитку. In the Mikhailovskaya bitumen deposit, located at a depth of 170 m, the deposit is represented by a homogeneous layer 3 with an average effective oil-saturated thickness H2 = 10 m, reservoir temperature 8°C, pressure 0.44 MPa, oil saturation 0.50 units, porosity 31% , permeability 2.847 μm2, density of bitumen in reservoir conditions 979 kg/m3, viscosity 13011 mPa s, they constructed horizontal production and injection wells located one above the other. Two strings of tubing pipes of different diameters were lowered into the injection well. The end of the column with a larger diameter was placed at the beginning of the horizontal shaft, and the end of the column with a smaller diameter at the end of the horizontal shaft. Next, we carried out work on the initial heating of the wells with steam injection into both wells and stopping for thermocapillary impregnation.
После этого в добывающей скважине разместили оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, эксплуатировали скважину путем закачки теплоносителя (пара) в нагнетательную скважину и отбором пластовой продукции через добывающую скважину. При помощи оптоволоконного кабеля ежемесячно производили термические измерения, замер температуры в добывающей скважине с построением температурной кривой. По температурной кривой выявили зону с высокой температурой 126 °С, при которой работа электроцентробежного насоса невозможна. После выявления такой зоны (выявляется по термограмме) извлекли электроцентробежный насос и оптоволоконный кабель, затем спустили в добывающую скважину хвостовик с пакером. Разместили окончание хвостовика длиной 100 м с входом в фильтровую колонну (длина фильтровой колонны - 600 м) и установили пакер до фильтровой колонны добывающей скважины на участке скважины с температурой 75-89 °С. Далее спустили электроцентробежный насос на расстояние 30 м до установленного пакера с хвостовиком и запустили добывающую скважину на отбор пластовой жидкости, а в нагнетательную возобновили закачку пара.After this, a fiber optic cable and a tubing string with an electric centrifugal pump were placed in the production well, and the well was operated by pumping coolant (steam) into the injection well and sampling formation products through the production well. Using a fiber optic cable, monthly thermal measurements were taken, measuring the temperature in the production well and plotting a temperature curve. Based on the temperature curve, a zone with a high temperature of 126 °C was identified, at which the operation of the electric centrifugal pump is impossible. After identifying such a zone (detected by a thermogram), the electric centrifugal pump and fiber optic cable were removed, then a liner with a packer was lowered into the production well. We placed the end of a 100 m long liner with the entrance to the filter column (the length of the filter column is 600 m) and installed a packer up to the filter column of the production well in a section of the well with a temperature of 75-89 °C. Next, we lowered the electric centrifugal pump to a distance of 30 m to the installed packer with a liner and started the production well to sample formation fluid, and resumed steam injection into the injection well.
Температура добываемой жидкости на приеме насоса снизилась до 100 °С, дебит увеличился с 5 т/сут до 50 т/сут.The temperature of the produced liquid at the pump intake decreased to 100 °C, the flow rate increased from 5 tons/day to 50 tons/day.
Пример 2Example 2
На Михайловской залежи битума, находящейся на глубине 170 м, залежь представлена однородным пластом 3 со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной Н2 = 10 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,50 д. ед., пористостью 31%, проницаемостью 2,847 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м3, вязкостью 13011 мПа·с, произвели строительство расположенных друг над другом горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин. В нагнетательную скважину спустили две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра. Конец колонны большего диаметра разместили в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра в конце горизонтального ствола. Далее выполнили работы по первоначальному прогреву скважин с закачкой пара в обе скважины и остановкой на термокапиллярную пропитку. In the Mikhailovskaya bitumen deposit, located at a depth of 170 m, the deposit is represented by a homogeneous layer 3 with an average effective oil-saturated thickness H2 = 10 m, reservoir temperature 8°C, pressure 0.44 MPa, oil saturation 0.50 units, porosity 31% , permeability 2.847 μm2, density of bitumen in reservoir conditions 979 kg/m3, viscosity 13011 mPa s, they constructed horizontal production and injection wells located one above the other. Two strings of tubing pipes of different diameters were lowered into the injection well. The end of the column with a larger diameter was placed at the beginning of the horizontal shaft, and the end of the column with a smaller diameter at the end of the horizontal shaft. Next, we carried out work on the initial heating of the wells with steam injection into both wells and stopping for thermocapillary impregnation.
После этого в добывающей скважине разместили оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, эксплуатировали скважину путем закачки теплоносителя (пара) в нагнетательную скважину и отбором пластовой продукции через добывающую скважину. При помощи оптоволоконного кабеля ежемесячно производили термические измерения, замер температуры в добывающей скважине с построением температурной кривой. По температурной кривой выявили зону с высокой температурой 130 °С, при которой работа электроцентробежного насоса невозможна. После выявления такой зоны (выявляется по термограмме) извлекли электроцентробежный насос и оптоволоконный кабель, затем спустили в добывающую скважину хвостовик с пакером. Разместили окончание хвостовика длиной 225 м с входом в фильтровую колонну (длина фильтровой колонны - 720 м) и установили пакер до фильтровой колонны добывающей скважины, на участке скважины с температурой 71-89 °С. Далее спустили электроцентробежный насос на расстояние 30 м до установленного пакера с хвостовиком и запустили добывающую скважину на отбор пластовой жидкости, а в нагнетательную возобновили закачку пара.After this, a fiber optic cable and a tubing string with an electric centrifugal pump were placed in the production well, and the well was operated by pumping coolant (steam) into the injection well and sampling formation products through the production well. Using a fiber optic cable, monthly thermal measurements were taken, measuring the temperature in the production well and plotting a temperature curve. Based on the temperature curve, a zone with a high temperature of 130 °C was identified, at which the operation of the electric centrifugal pump is impossible. After identifying such a zone (detected by a thermogram), the electric centrifugal pump and fiber optic cable were removed, then a liner with a packer was lowered into the production well. We placed the end of a 225 m long liner with the entrance to the filter column (the length of the filter column is 720 m) and installed a packer up to the filter column of the production well, in a section of the well with a temperature of 71-89 °C. Next, we lowered the electric centrifugal pump to a distance of 30 m to the installed packer with a liner and started the production well to sample formation fluid, and resumed steam injection into the injection well.
Температура добываемой жидкости на приеме насоса снизилась до 100 °С, дебит увеличился с 3 т/сут до 48 т/сут.The temperature of the produced liquid at the pump intake decreased to 100 °C, the flow rate increased from 3 tons/day to 48 tons/day.
Пример 3Example 3
На Михайловской залежи битума, находящейся на глубине 170 м, залежь представлена однородным пластом 3 с средней эффективной нефтенасыщенной толщиной Н2 = 10 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,50 д. ед., пористостью 31%, проницаемостью 2,847 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м3, вязкостью 13011 мПа·с, произвели строительство расположенных друг над другом горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин. В нагнетательную скважину спустили две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра. Конец колонны большего диаметра разместили в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра в конце горизонтального ствола. Далее выполнили работы по первоначальному прогреву скважин с закачкой пара в обе скважины и остановкой на термокапиллярную пропитку. In the Mikhailovskaya bitumen deposit, located at a depth of 170 m, the deposit is represented by a homogeneous layer 3 with an average effective oil-saturated thickness H2 = 10 m, reservoir temperature 8°C, pressure 0.44 MPa, oil saturation 0.50 units, porosity 31% , permeability 2.847 μm2, density of bitumen in reservoir conditions 979 kg/m3, viscosity 13011 mPa s, they constructed horizontal production and injection wells located one above the other. Two strings of tubing pipes of different diameters were lowered into the injection well. The end of the column with a larger diameter was placed at the beginning of the horizontal shaft, and the end of the column with a smaller diameter at the end of the horizontal shaft. Next, we carried out work on the initial heating of the wells with steam injection into both wells and stopping for thermocapillary impregnation.
После этого в добывающей скважине разместили оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, эксплуатировали скважину путем закачки теплоносителя (пара) в нагнетательную скважину и отбором пластовой продукции через добывающую скважину. При помощи оптоволоконного кабеля ежемесячно производили термические измерения, замер температуры в добывающей скважине с построением температурной кривой. По температурной кривой выявили зону с высокой температурой 135 °С, при которой работа электроцентробежного насоса невозможна. После выявления такой зоны (выявляется по термограмме) извлекли электроцентробежный насос и оптоволоконный кабель, затем спустили в добывающую скважину хвостовик с пакером. Разместили окончание хвостовика длиной 400 м с входом в фильтровую колонну (длина фильтровой колонны - 758 м) и установили пакер до фильтровой колонны добывающей скважины, на участке скважины с температурой 77-89 °С. Далее спустили электроцентробежный насос на расстояние 15 м до установленного пакера с хвостовиком и запустили добывающую скважину на отбор пластовой жидкости, а в нагнетательную возобновили закачку пара.After this, a fiber optic cable and a tubing string with an electric centrifugal pump were placed in the production well, and the well was operated by pumping coolant (steam) into the injection well and sampling formation products through the production well. Using a fiber optic cable, monthly thermal measurements were taken, measuring the temperature in the production well and plotting a temperature curve. Based on the temperature curve, a zone with a high temperature of 135 °C was identified, at which the operation of the electric centrifugal pump is impossible. After identifying such a zone (detected by a thermogram), the electric centrifugal pump and fiber optic cable were removed, then a liner with a packer was lowered into the production well. We placed the end of a 400 m long liner with the entrance to the filter column (the length of the filter column is 758 m) and installed a packer up to the filter column of the production well, in a section of the well with a temperature of 77-89 °C. Next, we lowered the electric centrifugal pump to a distance of 15 m to the installed packer with a liner and started the production well to sample formation fluid, and resumed steam injection into the injection well.
Температура добываемой жидкости на приеме насоса снизилась до 100 °С, дебит увеличился с 7 т/сут до 52 т/сут.The temperature of the produced liquid at the pump intake decreased to 100 °C, the flow rate increased from 7 tons/day to 52 tons/day.
Применение предлагаемого способа позволяет повысить эффективность способа эксплуатации скважины на залежах высоковязкой нефти путем снижения температуры добываемой продукции и таким образом исключить перегрев, выход из строя насосного оборудования, прорыв пара, позволяет уменьшить негативное влияние притока жидкости из перегретого интервала, а также повысить дебит добывающих скважин за счет смещения точки отбора в интервал с оптимальной температурой жидкости.The use of the proposed method makes it possible to increase the efficiency of the method of operating a well in high-viscosity oil deposits by reducing the temperature of the produced product and thus eliminating overheating, failure of pumping equipment, steam breakthrough, reducing the negative impact of the influx of liquid from an overheated interval, and also increasing the flow rate of production wells during by shifting the sampling point into the interval with the optimal liquid temperature.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2803327C1 true RU2803327C1 (en) | 2023-09-12 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| RU2341652C1 (en) * | 2006-02-27 | 2008-12-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Control facilities employed at production of fluids by heating and operated in real time in producing well |
| RU2412343C1 (en) * | 2009-10-27 | 2011-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production |
| 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 |
| RU2695478C1 (en) * | 2018-11-01 | 2019-07-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil |
| CA3011675A1 (en) * | 2018-07-18 | 2020-01-18 | Suncor Energy Inc. | In situ startup process for mobilizing bitumen in a reservoir |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| RU2341652C1 (en) * | 2006-02-27 | 2008-12-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Control facilities employed at production of fluids by heating and operated in real time in producing well |
| RU2412343C1 (en) * | 2009-10-27 | 2011-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production |
| 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 |
| CA3011675A1 (en) * | 2018-07-18 | 2020-01-18 | Suncor Energy Inc. | In situ startup process for mobilizing bitumen in a reservoir |
| RU2695478C1 (en) * | 2018-11-01 | 2019-07-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of 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 | |
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| RU2305762C1 (en) | Method for viscous oil or bitumen deposit field development | |
| RU2584437C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2663527C1 (en) | Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil | |
| RU2663528C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
| RU2527984C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
| RU103845U1 (en) | DEVICE FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OIL OR BITUMEN | |
| RU2678738C1 (en) | Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method | |
| RU2433256C1 (en) | Method of high-viscosity oil or bitumen pool development | |
| RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
| RU2413068C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2803327C1 (en) | Method for operating a pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2543848C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with controlled product extraction from horizontal wells | |
| RU2724707C1 (en) | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil | |
| RU2749658C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil deposits by cyclic steam method | |
| RU2412343C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production | |
| RU2690586C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2693055C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2690588C2 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2725415C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit using paired horizontal wells | |
| RU2731777C1 (en) | Method of determining temperature distribution in an oil well which produces super-viscous oil | |
| RU2791828C1 (en) | Method for producing high-viscosity oil using a pair of wells |