RU2599653C1 - Well operation method - Google Patents
Well operation method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2599653C1 RU2599653C1 RU2015139108/03A RU2015139108A RU2599653C1 RU 2599653 C1 RU2599653 C1 RU 2599653C1 RU 2015139108/03 A RU2015139108/03 A RU 2015139108/03A RU 2015139108 A RU2015139108 A RU 2015139108A RU 2599653 C1 RU2599653 C1 RU 2599653C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- heater
- tubing string
- well
- sucker rod
- cable
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 26
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 15
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 19
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 abstract description 18
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 6
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000002569 water oil cream Substances 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
- E21B43/2401—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection by means of electricity
-
- 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
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/006—Combined heating and pumping means
-
- 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
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/04—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using electrical heaters
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)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию.The invention relates to the oil industry and may find application in the operation of a well producing a viscous oil emulsion.
Известен способ эксплуатации скважины (патент РФ №2379495, МПК E21B 43/24, опубл. 20.01.2010 г., бюл. №2), включающий спуск скважинного электронагревателя на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в интервал нефтяного пласта с последующим разогревом и добычей разогретой продукции из скважины, причем добычу разогретой продукции скважины ведут с периодической закачкой разогретой продукции скважины обратно в нефтяной пласт, при этом объем и давление закачки разогретой продукции и соответственно глубину проникновения разогретой продукции в нефтяной пласт с каждым периодом увеличивают до достижения максимально допустимого давления закачки продукции в нефтяной пласт, причем в каждом из периодов объем закачки разогретой продукции обратно в нефтяной пласт в несколько раз меньше объема добытой разогретой продукции из скважины.A well-known method of operating a well (RF patent No. 2379495, IPC E21B 43/24, published on January 20, 2010, bull. No. 2), including the descent of a downhole electric heater on a string of tubing into the interval of the oil reservoir with subsequent heating and production of heated products from the well, and the production of heated products of the well is carried out with periodic injection of the heated products of the well back into the oil reservoir, while the volume and pressure of the injection of heated products and, accordingly, the depth of penetration of the heated products into the oil well with each period, the flast is increased until the maximum permissible pressure of product injection into the oil reservoir is achieved, and in each of the periods, the volume of injection of heated products back into the oil reservoir is several times less than the volume of extracted heated products from the well.
Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:
- во-первых, из-за выделения асфальтеносмолопарафиновых веществ из высоковязкой нефти и отложений водонефтяной эмульсии на внутрискважинном оборудовании выше насоса вследствие остывания высоковязкой нефти, разогретой электронагревателем в процессе подъема по колонне НКТ, повышается нагрузка на привод насоса, что приводит к его зависанию;- firstly, due to the release of asphaltene-tar-paraffin substances from high-viscosity oil and deposits of oil-water emulsion on the downhole equipment above the pump due to cooling of the high-viscosity oil heated by the electric heater during the ascent along the tubing string, the load on the pump drive increases, which leads to its freezing;
- во-вторых, высокие тепловые потери вследствие того, что штанговый насос расположен выше пакера, отсюда резкий уход тепла в надпакерное пространство скважины до достижения разогретой высоковязкой нефтью приема насоса;- secondly, high heat losses due to the fact that the sucker rod pump is located above the packer, hence the sharp heat loss to the above-packer space of the well until the pump intake is reached by the highly viscous oil;
- в-третьих, низкая эффективность, так как часть добытой разогретой продукции из скважины закачивается обратно в пласт, кольматируя призабойную зону пласта в процессе обратной закачки. Кроме того, на устье необходимо иметь устройство подогрева уже поднятой на поверхность высоковязкой нефти, иначе остывшую в процессе подъема высоковязкую нефть невозможно будет продавить обратно в пласт. Все это снижает темп отбора продукции из пласта.- thirdly, low efficiency, since part of the extracted pre-heated products from the well is pumped back into the formation, clogging the bottom-hole zone of the formation during the reverse injection process. In addition, at the mouth it is necessary to have a device for heating highly viscous oil that has already been raised to the surface, otherwise it will be impossible to push high viscosity oil that has cooled down during the lifting process back into the reservoir. All this reduces the rate of selection of products from the reservoir.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ эксплуатации скважины (патент РФ №2550776, МПК E21B 43/24, опубл. 10.05.2015 г., бюл. №13), включающий скважину, оборудованную колонной НКТ с штанговым глубинным насосом, хвостовиком с фильтром, нагревательным кабелем на наружной поверхности колонны НКТ от устья до штангового глубинного насоса, капиллярным скважинным трубопроводом на наружной поверхности колонны НКТ от устья до глубины ниже штангового глубинного насоса с входом во внутреннюю полость хвостовика. При эксплуатации скважины одновременно отбирают пластовую продукцию по колонне НКТ посредством штангового глубинного насоса, по нагревательному кабелю пропускают электрический ток, а по капиллярному скважинному трубопроводу прокачивают смесь растворителя асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) «Интат» и деэмульгатора «Рекод», при этом соотношение деэмульгатора и растворителя принимают (1:18)-(1:22), а в качестве нагревательного кабеля используют кабель с максимальной температурой нагрева до 105°С и максимальной мощностью до 60 кВт·ч. Недостатками способа являются:The closest in technical essence and the achieved result is a method of operating a well (RF patent No. 2550776, IPC E21B 43/24, publ. 05/10/2015, bull. No. 13), including a well equipped with a tubing string with a sucker rod pump, a liner with a filter, a heating cable on the outer surface of the tubing string from the mouth to the sucker rod pump, a capillary downhole pipe on the outer surface of the tubing string from the mouth to a depth below the sucker rod pump with an entrance to the inner cavity of the liner. During well operation, formation products are simultaneously taken along the tubing string using a sucker rod pump, electric current is passed through the heating cable, and a mixture of Intat asphaltene-resin-paraffin deposits (ASPO) and Rekod demulsifier is pumped through the capillary well pipe, and the ratio of demulsifier to demulsifier receive (1:18) - (1:22), and a cable with a maximum heating temperature of up to 105 ° C and a maximum power of up to 60 kWh is used as a heating cable. The disadvantages of the method are:
- во-первых, низкая эффективность реализации, обусловленная практическим отсутствием прогревания призабойной зоны пласта, вследствие размещения нагревательного кабеля на наружной поверхности колонны НКТ от устья только до штангового глубинного насоса, что приводит к высокому расходу растворителя АСПО, подаваемого во внутреннюю полость хвостовика;- firstly, low implementation efficiency due to the practical absence of heating of the bottom-hole zone of the formation, due to the placement of the heating cable on the outer surface of the tubing string from the mouth only to the sucker rod pump, which leads to a high consumption of ASPA solvent supplied to the inner cavity of the liner;
- во-вторых, увеличение разрыва между максимальной и минимальной нагрузками на привод, повышение нагрузки на привод, поэтому невозможно вывести скважину на оптимальный режим эксплуатации путем подбора температуры нагревателя (добычу вязкой нефтяной эмульсии) вследствие очень слабого теплового воздействия нагревающего кабеля на призабойную зону пласта, что приводит к снижению объема отбора продукции из скважины;- secondly, increasing the gap between the maximum and minimum loads on the drive, increasing the load on the drive, therefore, it is impossible to bring the well to the optimal operating mode by selecting the temperature of the heater (production of viscous oil emulsion) due to the very weak thermal effect of the heating cable on the bottomhole formation zone, which leads to a decrease in the volume of production from the well;
- в-третьих, высокие затраты электроэнергии, потребляемой нагревающим кабелем, в качестве которого используют кабель с максимальной температурой нагрева до 105°С и максимальной мощностью до 60 кВт·ч, размещенным по всему стволу скважины, и электродвигателем привода (станка-качалки) штангового глубинного насоса, работающего в тяжелых условиях вследствие зависания привода.- thirdly, the high cost of electricity consumed by the heating cable, which is used as a cable with a maximum heating temperature of up to 105 ° C and a maximum power of up to 60 kW · h, located throughout the wellbore, and a rod drive motor (rocking machine) a deep-well pump operating under severe conditions due to a drive freeze.
Техническими задачами изобретения являются снижение нагрузки на привод глубинного штангового насоса подбором оптимального режима эксплуатации скважины, повышение эффективности прогревания призабойной зоны и снижение затрат электроэнегии на единицу добываемой продукции.The technical objectives of the invention are to reduce the load on the drive of a deep sucker rod pump by selecting the optimal operating mode of the well, increasing the efficiency of heating the bottom-hole zone and reducing the cost of electric energy per unit of production.
Технические задачи решаются способом эксплуатации скважины, включающим оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб - НКТ, с штанговым глубинным насосом, фильтром, кабелем и капиллярным трубопроводом, подачу электрического тока по кабелю и растворителя асфальтеносмолопарафиновых отложений - АСПО, по капиллярному трубопроводу, одновременный отбор пластовой продукции по колонне НКТ посредством штангового глубинного насоса.Technical problems are solved by the method of operating the well, including equipping the well with a tubing string tubing - tubing, with a sucker rod pump, filter, cable and capillary pipeline, supplying electric current through the cable and solvent for asphaltene-tar-paraffin deposits - ASPO, through the capillary pipeline, simultaneous selection of reservoir products along the tubing string by means of a sucker rod pump.
Новым является то, что на устье скважины в составе колонны НКТ снизу вверх размещают: заглушку, нагреватель, фильтр, штанговый глубинный насос, при этом соединяют кабель с нагревателем, а на наружной поверхности колонны НКТ крепят клямсами кабель до нагревателя и капиллярный трубопровод от устья до глубины выше штангового глубинного насоса с входом во внутреннюю полость колонны НКТ, размещают колонну НКТ в скважине так, чтобы нагреватель размещался от середины пласта к его подошве, за 24 ч до запуска привода штангового глубинного насоса осуществляют запуск нагревателя в работу, при этом температура работы нагревателя не выше 40°C, по прошествии 24 ч производят поэтапную эксплуатацию скважины запуском привода штангового глубинного насоса с минимальным числом качаний и максимальной длиной хода и с периодическим ступенчатым увеличением температуры нагревателя на 20°C, начиная с температуры 50 и до 90°C, и подачей растворителя насосом дозатором по капиллярному трубопроводу со ступенчатым снижением подачи растворителя на 5 л/ч, начиная с подачи 15 до 5 л/ч, на каждом этапе эксплуатации при условии достижения максимального объема продукции.New is that at the wellhead in the tubing string from the bottom up they place: a plug, heater, filter, sucker rod pump, while connecting the cable to the heater, and on the outer surface of the tubing string, clamp the cable to the heater and capillary pipe from the mouth to depths above the sucker rod pump with an entrance to the inner cavity of the tubing string, place the tubing string in the well so that the heater is located from the middle of the formation to its sole, 24 hours before the drive of the sucker rod pump start the heater in operation, while the heater's operating temperature is not higher than 40 ° C, after 24 hours the well is phased in by starting the drive of the sucker rod pump with a minimum number of swings and a maximum stroke length and with a periodic stepwise increase in the temperature of the heater by 20 ° C, starting from a temperature of 50 to 90 ° C, and feeding the solvent with a metering pump through a capillary pipe with a stepwise decrease in solvent supply by 5 l / h, starting from a flow of 15 to 5 l / h, at each stage of operation and subject to the maximum volume of production.
На чертеже схематично изображен предлагаемый способ.The drawing schematically shows the proposed method.
Способ эксплуатации скважины реализуют следующим образом.A method of operating a well is implemented as follows.
На устье скважины 1 в составе колонны НКТ 2 снизу вверх размещают: заглушку 3, нагреватель 4, фильтр 5, штанговый глубинный насос 6, при этом соединяют кабель 7 с нагревателем 4.At the
В качестве нагревателя применяют любой известный нагреватель, например, электродного типа с максимальной мощностью 20 кВт·ч.As a heater, any known heater is used, for example, an electrode type with a maximum power of 20 kW · h.
Заглушка 3, выполненная в колонне НКТ 2 ниже нагревателя 4, а также размещение нагревателя 4 в составе колонны НКТ 2 ниже фильтра 5, позволяют создать «карман» внутри колонны НКТ, что обеспечивает дополнительное прогревание продукции скважины внутренней поверхностью нагревателя 4 при поступлении ее внутрь колонны НКТ 2, что, кроме прогрева призабойной зоны скважины 1, позволяет поддержать продукцию разогретой перед подачей на прием штангового глубинного насоса 6.The
На наружной поверхности колонны НКТ 2 крепят клямсами (не показаны) кабель 7 до нагревателя 4 и капиллярный трубопровод 8 от устья до глубины выше штангового глубинного насоса 6 с входом во внутреннюю полость 9 колонны НКТ 2.On the outer surface of the
Размещают колонну НКТ 2 в скважине так, чтобы нагреватель 4 размещался от середины пласта 10 к его подошве 11.Place the
Опытным путем установлено, что наиболее эффективное прогревание призабойной зоны обеспечивается при размещении нагревателя между серединой и подошвой пласта, поэтому размещают колонну НКТ 2 в скважине 1 так, чтобы нагреватель 4 размещался от середины пласта 10 на расстоянии h/2 к подошве 11 пласта 10.It has been experimentally established that the most effective heating of the bottom-hole zone is provided when the heater is placed between the middle and the bottom of the formation, therefore, the
Например, при длине нагревателя 3 м и толщине пласта 8 м размещают нагреватель 4 следующим образом: верхний конец нагревателя от середины 8/2=4 м и вниз, т.е. нижний конец нагревателя на 4-3=1 м выше подошвы 11 пласта 10.For example, with a heater length of 3 m and a formation thickness of 8 m,
За 24 ч до запуска привода 12 штангового глубинного насоса 6 осуществляют запуск в работу нагревателя 4. Для этого посредством станции управления 13 пропускают по кабелю 7 электрический ток на нагреватель 4 так, чтобы нагреватель 4 работал с температурой не более 40°C.24 hours before starting the
По прошествии 24 ч производят поэтапную эксплуатацию скважины 1 запуском привода 12 штангового глубинного насоса 6 с минимальным числом качаний, например 2 качания в одну минуту, и максимальной длиной хода, например 6 м (в зависимости от технических характеристик станка-качалки, приводящего в действие привод 12 штангового глубинного насоса 6), с периодическим, например 48 ч, ступенчатым увеличением температуры нагревателя на 20°C, начиная с температуры 50 и до 90°C, при условии достижения максимального объема продукции и подачей любого известного растворителя АСПО насосом-дозатором 14 по капиллярному трубопроводу 8 со ступенчатым снижением подачи растворителя на 5 л/ч, начиная с подачи 15 до 5 л/ч, на каждом этапе эксплуатации.After 24 hours, the
Например, используют растворитель для удаления АСПО на основе парафиновых ароматических углеводородов. Физико-химические показатели растворителя АСПО приведены в табл. 1.For example, a solvent is used to remove paraffin aromatic hydrocarbon paraffin wax. Physico-chemical parameters of the paraffin solvent are given in table. one.
Выполняют 1-й этап эксплуатации скважины.Perform the 1st stage of well operation.
Для этого одновременно запускают привод 12 (колонну штанг, совершающую возвратно-поступательные осевые перемещения) посредством станции управления 13, пропускают по кабелю 7 электрический ток и поднимают температуру работы нагревателя 4 от температуры окружающей среды до 50°С, а с помощью насоса-дозатора 14 по капиллярному скважинному трубопроводу 8 подают растворитель АСПО во внутреннюю полость 9 колонны НКТ 2 с расходом 15 л/ч, при этом отбор разогретой в призабойной зоне скважины 1 продукции (вязкой нефтяной эмульсии) осуществляется из пласта 10 через перфорационные отверстия 15 пласта 10, межколонное пространство 16 и фильтр 5 во внутреннее пространство 17 колонны НКТ 2, откуда попадает на прием штангового глубинного насоса 6, который перекачивает разогретую продукцию по колонне НКТ 2 в выкидной патрубок 18 в объеме 10,5 м3/сут.For this,
Далее при работе нагревателя с температурой 50°С снижают подачу растворителя до 10 л/ч, при этом объем отбора продукции штанговым глубинным насосом 6 из скважины 1 составляет 9,8 м3/сут.Further, when the heater is operating at a temperature of 50 ° C, the solvent supply is reduced to 10 l / h, while the production volume of the
Далее при работе нагревателя с температурой 50°С снижают подачу растворителя до 5 л/ч, при этом объем отбора продукции штанговым глубинным насосом 6 из скважины 1 составляет 9,2 м3/сут. Результаты сводят в табл. 2.Further, when the heater is operating at a temperature of 50 ° C, the solvent supply is reduced to 5 l / h, while the production volume of the
По прошествии 48 ч работы по 1 этапу эксплуатации скважины выполняют 2-й этап.After 48 hours of work on the 1st stage of well operation, the 2nd stage is performed.
При работающем приводе 12 посредством станции управления 13 поднимают температуру работы нагревателя 4 от 50 до 70°С, а с помощью насоса-дозатора 14 по капиллярному трубопроводу 8 подают растворитель во внутреннюю полость 9 колонны НКТ 2 с расходом 15 л/ч, при этом объем отбора продукции штанговым глубинным насосом 6 из скважины 1 составляет 14,6 м3/сут.When the
Далее при работе нагревателя с температурой 70°С снижают подачу растворителя до 10 л/ч, при этом объем отбора продукции штанговым глубинным насосом 6 из скважины 1 составляет 14,6 м3/сут.Further, when the heater is operating at a temperature of 70 ° C, the solvent supply is reduced to 10 l / h, while the production volume of the
Далее при работе нагревателя с температурой 70°С снижают подачу растворителя до 5 л/ч, при этом объем отбора продукции штанговым глубинным насосом 6 из скважины 1 составляет 13,5 м3/сут. Результаты сводят в табл. 2.Further, when the heater is operating at a temperature of 70 ° C, the solvent supply is reduced to 5 l / h, while the production volume of the
По прошествии 48 ч работы по 2-му этапу эксплуатации скважины выполняют 3-й этап.After 48 hours of work in the 2nd stage of well operation, the 3rd stage is performed.
При работающем приводе 12 посредством станции управления 13 поднимают температуру работы нагревателя 4 от 70 до 90°C, а с помощью насоса-дозатора 14 по капиллярному трубопроводу 8 подают растворитель во внутреннюю полость 9 колонны НКТ 2 с расходом 15 л/ч, при этом объем отбора продукции штанговым глубинным насосом 6 из скважины 1 составляет 14,5 м3/сут.When the
Далее при работе нагревателя с температурой 90°С снижают подачу растворителя до 10 л/ч, при этом объем отбора продукции штанговым глубинным насосом 6 из скважины 1 составляет 14,5 м3/сут.Further, when the heater is operating at a temperature of 90 ° C, the solvent supply is reduced to 10 l / h, while the production volume of the
Далее при работе нагревателя с температурой 90°С снижают подачу растворителя до 5 л/ч, при этом объем отбора продукции штанговым глубинным насосом 6 из скважины 1 составляет 13,6 м3/сут. Результаты сводят в табл. 2.Further, when the heater is operating at a temperature of 90 ° C, the solvent supply is reduced to 5 l / h, while the production volume of the
Как видно из табл. 2, наиболее оптимальный режим (при минимальной температуре работы нагревателя и минимальной подаче растворителя по капиллярному трубопроводу), исходя из максимального объема отбора продукции при эксплуатации скважины, достигается при температуре работы нагревателя 70°С и подаче растворителя по капиллярному трубопроводу с расходом 10 л/ч. Таким образом, в дальнейшем продолжают эксплуатацию скважины в данном режиме.As can be seen from the table. 2, the most optimal mode (with a minimum temperature of the heater and a minimum supply of solvent through the capillary pipe), based on the maximum volume of production during operation of the well, is achieved at a temperature of 70 ° C and a solvent supply through the capillary pipe with a flow rate of 10 l / h . Thus, in the future, the well continues to operate in this mode.
В предлагаемом способе нагреватель прогревает только призабойную зону скважины, а не всю колонну НКТ, а исключение АСПО внутри НКТ обеспечивается оптимальной закачкой растворителя во внутреннюю полость колонны НКТ выше глубинного штангового насоса, тем самым обеспечивается эффективный отбор вязкой нефтяной эмульсии с минимальными затратами растворителя и электроэнергии.In the proposed method, the heater warms up only the bottomhole zone of the well, and not the entire tubing string, and the exclusion of paraffin deposits inside the tubing is ensured by the optimal injection of solvent into the internal cavity of the tubing string above the deep-well rod pump, thereby ensuring efficient selection of a viscous oil emulsion with minimal solvent and energy costs.
В предлагаемом способе путем подбора определяют оптимальный режим эксплуатации (добычи вязкой нефтяной эмульсии), который приводит к увеличению объема отбора продукции из скважины, при этом уменьшается разрыв между максимальной и минимальной нагрузками на привод, а также снижается нагрузка на привод.In the proposed method, by selection, the optimal operating mode (production of viscous oil emulsion) is determined, which leads to an increase in the volume of production from the well, while the gap between the maximum and minimum loads on the drive is reduced, and the load on the drive is also reduced.
В предлагаемом способе используют нагреватель с максимальной мощностью 20 кВт·ч, что в сравнении с прототипом, где используется нагревательный кабель мощностью 60 кВт·ч, позволяет в три раза сократить затраты на электроэнергию на единицу добываемой продукции.The proposed method uses a heater with a maximum power of 20 kW · h, which, compared with the prototype, which uses a heating cable with a power of 60 kW · h, allows three times to reduce the cost of electricity per unit of production.
Предлагаемый способ эксплуатации скважин, добывающих вязкую нефтяную эмульсию, позволяет:The proposed method of operating wells producing viscous oil emulsion, allows you to:
- подобрать оптимальный режим эксплуатации скважины;- choose the optimal mode of operation of the well;
- повысить эффективность прогревания призабойной зоны;- increase the efficiency of heating the bottom-hole zone;
- снизить затраты электроэнергии на единицу добываемой продукции.- reduce the cost of electricity per unit of production.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015139108/03A RU2599653C1 (en) | 2015-09-14 | 2015-09-14 | Well operation method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015139108/03A RU2599653C1 (en) | 2015-09-14 | 2015-09-14 | Well operation method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2599653C1 true RU2599653C1 (en) | 2016-10-10 |
Family
ID=57127646
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015139108/03A RU2599653C1 (en) | 2015-09-14 | 2015-09-14 | Well operation method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2599653C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CZ306840B6 (en) * | 2016-05-17 | 2017-08-02 | Vysoké Učení Technické V Brně | A dispenser for selective application of viscous materials |
| CN111520118A (en) * | 2020-06-12 | 2020-08-11 | 西南石油大学 | Recyclable heavy oil recovery method and system for heating injected solvent underground |
| CN115163006A (en) * | 2022-06-18 | 2022-10-11 | 濮阳市科特石油工程技术有限公司 | Oil well paraffin removal viscosity reduction remote metering matched equipment and method |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2379495C1 (en) * | 2008-09-19 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil field thermal treatment and equipment for its execution |
| US20130056210A1 (en) * | 2006-10-20 | 2013-03-07 | Shell Oil Company | Treating tar sands formations with dolomite |
| RU130343U1 (en) * | 2013-02-12 | 2013-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-технический центр инновационных технологий" (ООО "Центр ИТ") | Borehole installation for simultaneous separate development of several operational facilities from one well |
| RU2012141378A (en) * | 2012-09-28 | 2014-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | METHOD FOR PRODUCING HIGH-VISCOUS OIL USING ELECTRIC HEATING AND SUBMITTING CHEMICAL REAGENT TO A PRESET WELL POINT |
| RU2550776C1 (en) * | 2014-08-18 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation method |
-
2015
- 2015-09-14 RU RU2015139108/03A patent/RU2599653C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20130056210A1 (en) * | 2006-10-20 | 2013-03-07 | Shell Oil Company | Treating tar sands formations with dolomite |
| RU2379495C1 (en) * | 2008-09-19 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil field thermal treatment and equipment for its execution |
| RU2012141378A (en) * | 2012-09-28 | 2014-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | METHOD FOR PRODUCING HIGH-VISCOUS OIL USING ELECTRIC HEATING AND SUBMITTING CHEMICAL REAGENT TO A PRESET WELL POINT |
| RU130343U1 (en) * | 2013-02-12 | 2013-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-технический центр инновационных технологий" (ООО "Центр ИТ") | Borehole installation for simultaneous separate development of several operational facilities from one well |
| RU2550776C1 (en) * | 2014-08-18 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation method |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CZ306840B6 (en) * | 2016-05-17 | 2017-08-02 | Vysoké Učení Technické V Brně | A dispenser for selective application of viscous materials |
| CN111520118A (en) * | 2020-06-12 | 2020-08-11 | 西南石油大学 | Recyclable heavy oil recovery method and system for heating injected solvent underground |
| CN115163006A (en) * | 2022-06-18 | 2022-10-11 | 濮阳市科特石油工程技术有限公司 | Oil well paraffin removal viscosity reduction remote metering matched equipment and method |
| CN115163006B (en) * | 2022-06-18 | 2024-03-08 | 大庆市旭元石油机械设备制造有限公司 | Oil well paraffin removal viscosity reduction remote metering matching equipment and method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8534353B2 (en) | Hydraulic actuated pump system | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2599653C1 (en) | Well operation method | |
| RU134575U1 (en) | HIGH VISCOUS OIL PRODUCTION DEVICE | |
| RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
| RU2438006C1 (en) | Procedure for control of paraffine deposits in oil-gas wells | |
| RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
| RU2413068C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| US9353611B2 (en) | Method and apparatus for the downhole injection of superheated steam | |
| RU2620692C1 (en) | High-viscosity oil well development method | |
| RU2305763C1 (en) | Highly-viscous oil production device | |
| US20150159474A1 (en) | Hydrocarbon production apparatus | |
| RU2483205C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well | |
| US10087719B2 (en) | Systems and methods for artificial lift subsurface injection and downhole water disposal | |
| RU2563509C2 (en) | Method for producing high viscosity oil using electric heating and delivering chemical agent to target point of well | |
| RU2639003C1 (en) | Method for production of high-viscosity oil | |
| RU2582363C1 (en) | Method for thermal effect on bottomhole formation zone with high-viscosity oil and device therefor | |
| RU2378504C1 (en) | Method to bring about thermal effect of formation with heavy crude and device to this end | |
| RU2550636C1 (en) | Method of high-viscosity oil well development and operation | |
| RU2550776C1 (en) | Well operation method | |
| RU2713290C1 (en) | Well pumping unit for simultaneous separate operation of two formations | |
| RU132127U1 (en) | IN-PLAST HEAT EXCHANGE DEVICE | |
| CA2980197A1 (en) | Hydrocarbon production apparatus | |
| RU2199004C2 (en) | Method of oil formation development | |
| RU2588119C1 (en) | Method for thermal effect on bottomhole formation zone with high-viscosity oil and device therefor |