RU2663527C1 - Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil - Google Patents
Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil Download PDFInfo
- Publication number
- RU2663527C1 RU2663527C1 RU2017124645A RU2017124645A RU2663527C1 RU 2663527 C1 RU2663527 C1 RU 2663527C1 RU 2017124645 A RU2017124645 A RU 2017124645A RU 2017124645 A RU2017124645 A RU 2017124645A RU 2663527 C1 RU2663527 C1 RU 2663527C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- injection
- steam
- horizontal
- wells
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 85
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 85
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 52
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 29
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims description 12
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims description 3
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 abstract description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract 1
- 230000007115 recruitment Effects 0.000 abstract 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 15
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
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)
- Geophysics (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity and bitumen oil.
Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2340768, МПК Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №34 от 10.12.2008), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, при этом прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).A known method of developing a field of heavy oil or bitumen using double-well horizontal wells (patent RU No. 2340768, IPC ЕВВ 43/24, published in Bull. No. 34 of 12/10/2008), including the injection of coolant through a double-mouth horizontal injection well, heating of the reservoir with the creation of a steam chamber and the selection of products through a two-well horizontal production well, while the heating of the productive formation begins with the injection of steam into both wells, heats the inter-well zone of the formation, reduces the viscosity of the oil and whether bitumen, and the steam chamber is created by pumping coolant with the possibility of punching the latter to the upper part of the reservoir and increasing the size of the steam chamber during the production process, in which thermograms of the steam chamber are taken, the state of its heating is analyzed for uniform heating and the presence of temperature peaks and taking thermograms carry out uniform heating of the steam chamber by changing the direction of filtration and / or the modes of coolant injection and product selection, while the injection volume is warm the carrier through the mouth of the injection well and / or selection of products through the mouth of the production well at a ratio change,%: (10-90) :( 90-10).
Недостатком этого способа являются высокие материальные и энергетические затраты на строительство двухустьевых горизонтальных скважин, связанные с необходимостью добуривания, обсаживания, цементирования и обустройства второго устья.The disadvantage of this method is the high material and energy costs for the construction of double-well horizontal wells associated with the need for drilling, casing, cementing and arrangement of the second wellhead.
Известен также способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU №2531412, МПК Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №29 от 20.10.2014), включающий бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающее скважины, при этом прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения, после чего поочередно используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти, первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 48-72 часов, второй режим включает закачку в добывающую скважину пропиленгликоля из расчета 5 м3 на 100 м горизонтального участка добывающей скважины с содержанием основного вещества не менее 98% с выдержкой в пласте в течение 12-24 часов и одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине, третий режим включает добычу высоковязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величины паронефтяного отношения в 1,5 раза.There is also known a method of developing a reservoir of super-viscous oil (patent RU No. 2531412, IPC ЕВВ 43/24, published in Bull. No. 29 of 10/20/2014), including drilling a pair of horizontal upper injection and lower producing wells, the horizontal sections of which are parallel to one above to another in a vertical plane, heating the formation by injecting steam into both wells with the formation of a steam chamber, heating the inter-well zone of the formation, reducing the viscosity of super-viscous oil, injecting steam into the upper horizontal injection well and taking products from the lower g horizontal production wells, while the formation is heated by injecting steam into both wells until the steam-oil ratio is stabilized, after which three development modes of the super-viscous oil reservoir are used in turn, the first mode includes injecting steam into the injection well and holding it in the formation for 48-72 hours, a second mode comprises injection into the extractive propylene based wellbore 5 m 3 per 100 m horizontal section of the production well with the content of the basic substance is not less than 98% of the delay in the formation within 12-24 aces and simultaneous circulation of steam in the injection well, the third mode includes a high-viscosity oil production from the production well to increase the magnitude relationship paroneftyanogo 1.5.
Недостатками способа являются отсутствие контроля равномерности прогрева межскважинного пространства на всех этапах эксплуатации пары скважин, что может привести к прорывам пара и выходу из строя насосного оборудования. Также после начала отбора продукции добывающей скважиной и достижения паронефтяного отношения 2,2-3,8 м3/т, то есть фактического получения растущего дебита по нефти, нецелесообразно останавливать отбор, переводить пару скважин на циклический режим работы, включающий период 48-72 суток без закачки пара, что приведет к остыванию паровой камеры и необходимости повторного освоения паром обеих скважин и создания паровой камеры.The disadvantages of the method are the lack of control of the uniformity of heating the interwell space at all stages of the operation of a pair of wells, which can lead to breakthroughs of steam and failure of the pumping equipment. Also, after the start of production selection by a production well and the achievement of a steam-oil ratio of 2.2-3.8 m 3 / t, that is, the actual receipt of a growing oil production rate, it is impractical to stop production, transfer a couple of wells to a cyclic mode of operation, including a period of 48-72 days without steam injection, which will lead to cooling of the steam chamber and the need for re-development of the steam of both wells and the creation of a steam chamber.
Наиболее близким к заявляемому способу по совокупности существенных признаков является способ разработки нефтебитумной залежи (патент RU №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, при этом выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.Closest to the claimed method according to the set of essential features is a method for developing an oil bitumen deposit (patent RU No. 2287677, IPC ЕВВ 43/24, published in Bul. No. 32 of 11/20/2006), including the construction of a producing double-well horizontal well and production selection, when above the producing two-mouth horizontal well, an injection two-mouth horizontal well is built parallel to it, a permeable zone between the wells is created by injecting water vapor into both wells, after creating the permeable zone produce steam only in the injection double-well horizontal well, and products are taken from the producing double-well horizontal well, while the degree of dryness of the injected steam is periodically alternated, first steam of high dryness is pumped up to increase the injectivity of the double-well horizontal injection well and the proportion of steam in the product being taken, and then pump low dry steam, the volume of which is determined by the increase in discharge pressure, which is maintained not exceeding the opening pressure Vertical, cracks, and products taken for extractive dvuhustevoy horizontal well to completely deplete the producing formation.
Недостатками данного способа являются высокие материальные и энергетические затраты на строительство двухустьевых горизонтальных скважин, связанные с необходимостью добуривания, обсаживания, цементирования и обустройства второго устья, отсутствие контроля состояния прогрева горизонтального ствола добывающей скважины, что может привести к прорывам пара к насосу и к неравномерному прогреву, и использование свабного насоса, который имеет ряд недостатков (низкая производительность, высокий износ сваба и резиновых уплотнителей, необходимость нахождения подъемника и бригады подземного ремонта на устье добывающей скважины).The disadvantages of this method are the high material and energy costs for the construction of double-mouth horizontal wells associated with the need for drilling, casing, cementing and arranging a second wellhead, the lack of monitoring of the state of heating of the horizontal well of the producing well, which can lead to steam breakthroughs to the pump and to uneven heating, and the use of a swab pump, which has several disadvantages (low performance, high wear of the swab and rubber seals, it is necessary the location of the lift and the underground repair crew at the mouth of the producing well).
Техническими задачами предлагаемого способа являются снижение материальных и энергетических затрат за счет использования одноустьевых скважин, исключение неравномерности прогрева и прорыва пара в добывающую скважину за счет применения контроля прогрева и увеличение надежности работы за счет использования погружных электроцентробежных насосов.The technical objectives of the proposed method are to reduce material and energy costs through the use of single well wells, eliminating uneven heating and steam breakthrough into the producing well through the use of heating control and increasing the reliability through the use of submersible electric centrifugal pumps.
Технические задачи решаются способом разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающим строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, причем после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину, а из добывающей горизонтальной скважины отбирают продукцию.Technical problems are solved by the method of developing paired horizontal wells producing highly viscous oil, including the construction of a horizontal producing well and an injection well located above and parallel to the producing well, creating a permeable zone between the wells by injecting water vapor into both wells, and after creating the permeable zone, steam is supplied only into the horizontal injection well, and products are taken from the horizontal production well.
Новым является то, что в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, а для закачки пара в добывающей скважине размещают одну или две колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, в обе скважины закачивают объем пара, рассчитываемый по формуле:New is that in the horizontal well of the injection well, geophysical studies are carried out to determine the oil saturation along the horizontal well, after which two columns of tubing are placed in the injection well - tubing, with the end of the smaller diameter column at the beginning of the horizontal well and the end of the column larger diameter - in the zone with oil saturation of more than 60%, and for injection of steam in the production well, one or two tubing columns are placed with the end or ends shifted horizontally Is relative to the ends of tubing injection well is not less than 10 m, in both wells are pumped steam volume calculated by the formula:
V=Lф*m,V = Lf * m,
где V - объем закачиваемого пара в горизонтальную скважину, т;where V is the volume of injected steam into a horizontal well, t;
Lф - длина фильтровой части добывающей скважины, м;Lf - length of the filter part of the producing well, m;
m - коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины, т/м,m - coefficient of steam flow per linear meter of the filter part of the horizontal well, t / m,
после окончания закачки расчетного объема пара скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ электроцентробежный насос, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления, и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра, закачку пара через нагнетательную скважину возобновляют, а отбор продукции электроцентробежным насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме электроцентробежного насоса для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины, 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, после стабилизации температуры на входе насоса равной максимально допустимой по условиям работы, насос переводят на постоянный режим работы.after the calculated volume of steam is injected, the wells are stopped for exposure to thermocapillary impregnation and cooling of the well of the producing well, in which thermobarometric measurements are carried out by means of geophysical studies, according to the results of which the transition zones with a temperature between greater and lesser heating are detected in the horizontal well of the producing well, and among the identified of zones define a zone with a change in the angle of set of curvature of not more than 2 degrees by 10 m, in which the electron an centrifugal pump equipped with temperature and pressure sensors and a fiber-optic cable along the entire length of the filter, steam injection through the injection well is resumed, and production is taken by an electric centrifugal pump by taking a thermogram along the wellbore by means of a fiber-optic cable and measuring the temperature at the receiving of an electric centrifugal pump for monitoring the process of uniform heating of the producing well, and when the temperature of the liquid falls below the maximum allowable input the pump increases the steam injection through the injection well, and when the temperature at the inlet of the pump increases, the steam injection through the injection well is reduced and / or the pump is put into periodic operation, after stabilization of the temperature at the pump inlet equal to the maximum allowable by operating conditions, the pump is switched to constant mode work.
Новым является также то, что при длине фильтровой части добывающей скважины менее 700 м в нее спускают одну колонну НКТ, причем коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины составляет для нагнетательной скважины 8,3 т/м и для добывающей скважины - 6,6 т/м, а суточная закачка пара в нагнетательную скважину составляет 100 т/сут, а в добывающую скважину - 80 т/сут.Also new is that when the length of the filter portion of the production well is less than 700 m, one tubing string is lowered into it, and the steam flow rate per linear meter of the filter portion of the horizontal well is 8.3 t / m for the injection well and 6 for the production well 6 t / m, and the daily injection of steam into the injection well is 100 tons / day, and into the production well - 80 tons / day.
Новым является также то, что при длине фильтровой части добывающей скважины более 700 м в нее спускают две колонны НКТ, причем коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины составляет для нагнетательной скважины 8,6 т/м и для добывающей скважин - 6,4 т/м, а суточная закачка пара в нагнетательную скважину составляет 160 т/сут, а в добывающую скважину - 120 т/сут.Also new is the fact that when the length of the filtering part of the producing well is more than 700 m, two tubing columns are lowered into it, and the steam flow rate per linear meter of the filtering part of the horizontal well is 8.6 t / m for the injection well and 6 for the producing well , 4 t / m, and the daily injection of steam into the injection well is 160 tons / day, and into the production well - 120 tons / day.
На фиг. 1 показана схема прогрева пласта с длиной фильтровой части добывающей скважины менее 700 м.In FIG. 1 shows a diagram of the heating of the formation with the length of the filter part of the producing well less than 700 m
На фиг. 2 показана схема прогрева пласта с длиной фильтровой части добывающей скважины более 700 м.In FIG. Figure 2 shows the formation heating scheme with the length of the filter part of the production well exceeding 700 m.
На фиг. 3 показана схема эксплуатации пласта с размещением насоса в добывающей скважине.In FIG. 3 shows a reservoir operation diagram with a pump in a production well.
Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство в продуктивном пласте 1 (фиг. 1, 2 и 3) горизонтальных добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине 2, создание проницаемой зоны между скважинами 2 и 3 за счет нагнетания водяного пара в обе скважины 2 и 3. После создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину 3, а из добывающей горизонтальной скважины 2 отбирают продукцию насосом 4 (фиг. 3). В горизонтальном стволе нагнетательной скважины 3 (фиг. 1 и 2) проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола скважины 3, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ 5 и 6, при этом конец колонны меньшего диаметра 5 располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра 6 - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%. Для закачки пара в добывающей скважине размещают одну 7 (фиг. 1) или две 8 (фиг. 2) и 9 колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ 5 и 6 нагнетательной скважины 3 не менее чем на 10 м для обеспечения более равномерного прогрева пласта 1. При длине фильтровой части добывающей скважины менее 700 м в нее спускают одну колонну НКТ 7 (фиг. 1), а при длине фильтровой части добывающей скважины более 700 м - две колонны НКТ 8 (фиг. 2) и 9.A method for developing paired horizontal wells producing highly viscous oil involves constructing a horizontal producing well 2 and an injection well 3 located above and parallel to the producing well 2 in the producing formation 1 (FIGS. 1, 2 and 3), creating a permeable zone between the
В обе скважины 2 (фиг. 1 и 2) и 3 закачивают объем пара, рассчитываемый по формуле:In both wells 2 (Fig. 1 and 2) and 3, the volume of steam is pumped, calculated by the formula:
V=Lф*m,V = Lf * m,
где V - объем закачиваемого пара в горизонтальную скважину 2 или 3, т;where V is the volume of injected steam into a
Lф - длина фильтровой части добывающей скважины 2, м;Lf - length of the filter part of the producing well 2, m;
m - коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины 2 или 3, т/м.m - coefficient of steam consumption per linear meter of the filter part of a
При длине фильтровой части добывающей скважины менее 700 м (фиг. 1) коэффициент расхода пара (m) на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины 2 или 3 составляет для нагнетательной скважины 3 - 8,3 т/м и для добывающей скважины 2 - 6,6 т/м, а суточная закачка пара (q) в нагнетательную скважину 3 составляет 100 т/сут, а в добывающую скважину 2 - 80 т/сут.When the length of the filter part of the production well is less than 700 m (Fig. 1), the steam consumption coefficient (m) per linear meter of the filter part of the
При длине фильтровой части добывающей скважины более 700 м (фиг. 2) коэффициент расхода пара (m) на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины 2 или 3 составляет для нагнетательной скважины 3 - 8,6 т/м и для добывающей скважины 2 - 6,4 т/м, а суточная закачка пара (q) в нагнетательную скважину 3 составляет 160 т/сут, а в добывающую скважину 2 - 120 т/сут. Большие темпы закачки при длине фильтровой части ствола скважин 2 и 3 более 700 м объясняются необходимостью увеличить скорость течения пара для снижения потерь тепла закачиваемого пара на выходе из НКТ 5, 6 и 8, 9.If the length of the filter part of the production well is more than 700 m (Fig. 2), the steam consumption coefficient (m) per linear meter of the filter part of the
После окончания закачки расчетного объема пара (V), скважины 2 (фиг. 1 и 2) и 3 останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 2, в которой после извлечения одной колонны НКТ 7 (фиг. 1) или двух колонн НКТ 8 (фиг. 2) и 9 проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. По результатам исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины 2 (фиг. 3) выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ 10 электроцентробежный насос 4, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления (на фиг. 3 не показаны) и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра. Закачку пара через нагнетательную скважину 3 возобновляют, а отбор продукции электроцентробежным насосом 4 проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2 посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме электроцентробежного насоса 4 для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины 2. При снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса 4 увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину 3. При повышении температуры на входе насоса 4 снижают закачку пара через нагнетательную скважину 5 и/или переводят насос 4 в периодический режим работы. После стабилизации температуры на входе электроцентробежного насоса 4, равной максимально допустимой по условиям работы, насос 4 переводят на постоянный режим работы.After the injection of the calculated volume of steam (V), wells 2 (Figs. 1 and 2) and 3 are stopped for holding for thermocapillary impregnation and cooling of the well of production well 2, in which after removing one tubing string 7 (Fig. 1) or two columns Tubing 8 (Fig. 2) and 9 conduct thermobarometric measurements through geophysical studies. According to the results of studies in a horizontal wellbore of production well 2 (Fig. 3), transition zones with a temperature between greater and lesser heating are detected, and among the identified zones, a zone with a change in the angle of set of curvature of not more than 2 degrees by 10 m, in which the descent is placed on the column The
Пример конкретного выполненияConcrete example
В пласте 1 (фиг. 1 и 2) вязкость нефти составляет 27350*10-6 м2/с (при 8°C). На месторождении производят строительство пары одноустьевых горизонтальных скважин 2 и 3. Нагнетательная скважина 3 с горизонтальным стволом длиной 812 м на глубине 97 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол скважины 3 обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром (не показано). Добывающая скважина 2 с горизонтальным стволом длиной 817 м на глубине 103 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена колонной с щелями - щелевым фильтром (не показано). В горизонтальном стволе нагнетательной скважины 3 проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола скважины 3, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ 5 и 6. В нагнетательной скважине 3 конец первой колонны НКТ 5 диаметром 60 мм на глубину 230 м, конец второй колонны НКТ 6 диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола в зону с нефтенасыщенностью 68% на глубину 635 м. В добывающей скважине 2 конец первой колонны НКТ 8 диаметром 60 мм спускают на глубину 320 м, конец второй колонны НКТ 9 диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола на глубину 753 м, причем концы колонн 8 и 9 разнесены по горизонтали на 70 м и 90 м от колонн 4 и 5 соответственно. Далее закачивают пар расчетного объема для освоения и создания гидродинамической связи между парой скважин с коэффициентом расхода пара (m) на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины 2 или 3 для нагнетательной скважины 3 - 8,6 т/м и для добывающей скважины 2 - 6,4 т/м и с суточным расходом 160 т/сут для нагнетательной скважины и 120 т/сут для добывающей скважины. После окончания закачки расчетного объема пара скважины 2 и 3 останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 2, в которой после извлечения двух колонн НКТ 8 и 9 проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. По результатам исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины 2 (фиг. 3) выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ 10 электроцентробежный насос 4 марки ЭЦН5А-160-300, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления, и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра. Информация с датчиков по кабелю передается на устье скважины 2.In reservoir 1 (Fig. 1 and 2), the oil viscosity is 27350 * 10 -6 m 2 / s (at 8 ° C). A pair of single-mouth
Закачивают пар через нагнетательную скважину 3 примерно 160 т/сут и отбирают пластовую продукцию посредством электроцентробежного насоса 4 через добывающую скважину 2. Снимают термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2 и замеряют температуру и давление на приеме электроцентробежного насоса 4.Steam is pumped through injection well 3 at about 160 t / day and formation products are collected by means of an electric
Допустимая температура на приеме данного электроцентробежного насоса 4 составляет 128,6°C. Температура на приеме электроцентробежного насоса составляет 121,9°C. При такой температуре эксплуатируют насос 4 в постоянном режиме. Увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину 3 примерно на 10%.The permissible intake temperature of this electric
При температуре в районе электроцентробежного насоса более 128,6°C переводят насос 4 в периодический режим работы 80/20 (80 минут эксплуатации / 20 минут бездействия и т.д.) и снижают закачку пара в нагнетательной скважине 3 примерно на 10%.When the temperature in the region of the electric centrifugal pump is more than 128.6 ° C, the
Добиваются постоянного режима работы электроцентробежного насоса 4 с необходимым расходом для поддержания температуры жидкости на приеме электроцентробежного насоса 4, близкой, но не более 128,6°C.Achieve a constant mode of operation of the electric
За счет постоянного контроля за термограммами в добывающей скважине 2 не было зафиксировано ни одного прорыва пара. Равномерность прогрева по всей длине добывающей скважины 2 поддерживают за счет использования двух труб НКТ 4 и 5 разного диаметра в нагнетательной скважине 3. Использование погружного электроцентробежного насоса 4 позволило увеличить отбор продукции из пласта за счет увеличения вдвое времени безаварийной работы.Due to the constant monitoring of thermograms in the producing well 2, not a single steam break was recorded. The uniformity of heating along the entire length of production well 2 is supported by the use of two
Предлагаемый способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяет снизить материальные и энергетические затраты за счет использования одноустьевых скважин, исключить неравномерность прогрева и прорыва пара в добывающую скважину за счет применения контроля прогрева и увеличить надежность работы за счет использования погружных электроцентробежных насосов.The proposed method for the development of paired horizontal wells producing highly viscous oil allows to reduce material and energy costs through the use of single-well wells, to eliminate uneven heating and breakthrough of steam into the production well through the use of heating control and to increase the reliability through the use of submersible electric centrifugal pumps.
Claims (8)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017124645A RU2663527C1 (en) | 2017-07-07 | 2017-07-07 | Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017124645A RU2663527C1 (en) | 2017-07-07 | 2017-07-07 | Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2663527C1 true RU2663527C1 (en) | 2018-08-07 |
Family
ID=63142762
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017124645A RU2663527C1 (en) | 2017-07-07 | 2017-07-07 | Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2663527C1 (en) |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2713277C1 (en) * | 2019-09-30 | 2020-02-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil |
RU2724692C1 (en) * | 2019-10-16 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil |
RU2724707C1 (en) * | 2020-01-14 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil |
RU2724837C1 (en) * | 2020-02-10 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit |
RU2733251C1 (en) * | 2020-02-28 | 2020-09-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of operation of pair of wells producing high-viscosity oil, with injection stop |
CN114198075A (en) * | 2021-12-01 | 2022-03-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for adjusting steam suction profile of thickened oil horizontal well |
RU2779868C1 (en) * | 2022-03-25 | 2022-09-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity or bituminous oil deposits using paired horizontal wells |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4434849A (en) * | 1978-09-07 | 1984-03-06 | Heavy Oil Process, Inc. | Method and apparatus for recovering high viscosity oils |
RU2287677C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil-bitumen deposit |
RU2431745C1 (en) * | 2010-04-20 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of two well head horizontal wells |
WO2012026837A1 (en) * | 2010-08-23 | 2012-03-01 | Щлюмберже Холдингс Лимитед | Method for preheating an oil-saturated formation |
RU2584437C1 (en) * | 2015-06-23 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil |
-
2017
- 2017-07-07 RU RU2017124645A patent/RU2663527C1/en active IP Right Revival
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4434849A (en) * | 1978-09-07 | 1984-03-06 | Heavy Oil Process, Inc. | Method and apparatus for recovering high viscosity oils |
RU2287677C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil-bitumen deposit |
RU2431745C1 (en) * | 2010-04-20 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of two well head horizontal wells |
WO2012026837A1 (en) * | 2010-08-23 | 2012-03-01 | Щлюмберже Холдингс Лимитед | Method for preheating an oil-saturated formation |
RU2584437C1 (en) * | 2015-06-23 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil |
Cited By (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2713277C1 (en) * | 2019-09-30 | 2020-02-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil |
RU2724692C1 (en) * | 2019-10-16 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil |
RU2724707C1 (en) * | 2020-01-14 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil |
RU2724837C1 (en) * | 2020-02-10 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit |
RU2733251C1 (en) * | 2020-02-28 | 2020-09-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of operation of pair of wells producing high-viscosity oil, with injection stop |
CN114198075A (en) * | 2021-12-01 | 2022-03-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for adjusting steam suction profile of thickened oil horizontal well |
CN114198075B (en) * | 2021-12-01 | 2024-05-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for adjusting steam absorption profile of thickened oil horizontal well |
RU2779868C1 (en) * | 2022-03-25 | 2022-09-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity or bituminous oil deposits using paired horizontal wells |
RU2784700C1 (en) * | 2022-06-28 | 2022-11-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing paired horizontal wells producing high-viscosity oil |
RU2795283C1 (en) * | 2023-02-10 | 2023-05-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing superviscous oil deposits |
RU2814235C1 (en) * | 2023-07-24 | 2024-02-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones |
RU2813871C1 (en) * | 2023-10-04 | 2024-02-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2663527C1 (en) | Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil | |
RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
RU2584437C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
RU2340768C2 (en) | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells | |
RU2287677C1 (en) | Method for extracting oil-bitumen deposit | |
RU2663528C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
RU2555713C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
RU2678738C1 (en) | Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method | |
RU2694317C1 (en) | Method of completion and development of steam horizontal wells producing high-viscosity oil | |
RU2527984C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
RU103845U1 (en) | DEVICE FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OIL OR BITUMEN | |
RU2550635C1 (en) | Development method for high-viscosity oil or bitumen field | |
RU2543848C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with controlled product extraction from horizontal wells | |
RU2321734C1 (en) | Method for fractured highly-viscous oil reservoir development | |
RU2610966C1 (en) | Highly viscous oil or bitumen field development method | |
RU2431745C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of two well head horizontal wells | |
RU2724707C1 (en) | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil | |
RU2690588C2 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
RU2673825C1 (en) | Method for developing of reservoir of super-viscous oil or bitumen under thermal exposure | |
RU2695478C1 (en) | Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil | |
RU2560036C1 (en) | Method of development of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method of huff-and-puff impact on formation | |
RU2663530C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
RU2583469C1 (en) | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190708 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20210310 |