RU2663528C1 - Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil - Google Patents
Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil Download PDFInfo
- Publication number
- RU2663528C1 RU2663528C1 RU2017124650A RU2017124650A RU2663528C1 RU 2663528 C1 RU2663528 C1 RU 2663528C1 RU 2017124650 A RU2017124650 A RU 2017124650A RU 2017124650 A RU2017124650 A RU 2017124650A RU 2663528 C1 RU2663528 C1 RU 2663528C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- injection
- pump
- tubing
- temperature
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 61
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 61
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 18
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 abstract description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 4
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 4
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 2
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- 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
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity and bitumen oil.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин (патент RU №2379494, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №2 от 20.01.2010), горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам и контроль технологических параметров пласта и скважины, при этом окончания колонн насосно-компрессорных труб располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин, прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта с увеличением размеров паровой камеры, в процессе отбора продукции, периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды, анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.There is a method of developing a reservoir of high-viscosity oil using a pair of horizontal injection and producing wells (patent RU No. 2379494, IPC ЕВВ 43/24, published in bulletin No. 2 of 01/20/2010), the horizontal sections of which are placed parallel to one another in a vertical plane productive stratum equipped with a tubing string allowing simultaneous injection of coolant and product selection, injection of coolant, heating of the productive stratum with the creation of a steam chamber, product selection through production wells well, along the tubing and control of the technological parameters of the formation and the well, while the ends of the tubing strings are located at opposite ends of the conventionally horizontal section of the wells, heating of the producing formation begins with steam injection into both wells, heats the inter-well zone of the formation, reduces the viscosity by high viscosity oil, and the steam chamber is created by injection of a coolant propagating to the upper part of the reservoir with an increase in the size of the steam chamber during the selection of In addition, from time to time, 2-3 times a week, they determine the mineralization of the water being taken in by way, analyze the effect of changes in the mineralization of the water being taken in on the uniformity of heating the steam chamber, and taking into account the changes in the mineralization of the water being taken in, the steam chamber is uniformly heated by adjusting the coolant injection mode or product selection wells until a stable mineralization value of the associated water is reached.
Недостатком известного способа является отсутствие контроля температуры в горизонтальной добывающей скважине, что приводит или к перегреву скважины и выходу из строя глубинно-насосного оборудования, или к недогреву и потерям дебита нефти.The disadvantage of this method is the lack of temperature control in a horizontal production well, which leads either to overheating of the well and failure of the downhole pumping equipment, or to underheating and loss of oil production.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент № RU 2584437, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №14 от 20.05.2016), включающий закачку пара через горизонтальную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине, причем в нагнетательную скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра, конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола, в добывающей скважине размещают оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, через нагнетательную скважину закачивают пар, и проводят термобарометрические измерения, посредством оптоволоконного кабеля выявляют зоны горизонтального ствола добывающей скважины с наибольшей температурой, среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в определенной зоне размещают электроцентробежный насос, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и периодичностью работы электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, при котором электроцентробежный насос работает в постоянном режиме при температуре перекачиваемой пластовой продукции, равной максимально допустимой для электроцентробежного насоса.The closest in technical essence and the achieved result is a method of operating a pair of wells that produce highly viscous oil (patent No. RU 2584437, IPC ЕВВ 43/24, published in bulletin No. 14 of 05/20/2016), including steam injection through a horizontal well, selection formation products through a horizontal production well located lower and parallel to the injection well, whereby two columns of tubing of different diameters are lowered into the injection well, the end of the larger diameter column is placed at the beginning of the horizon of the borehole, the end of the smaller diameter column is placed at the end of the horizontal barrel, the fiber well and the tubing string with the electric centrifugal pump and temperature sensors at the inlet to the electric motor of the electric centrifugal pump and in the electric centrifugal pump are injected into the production well, and steam is injected through the injection well, and thermobarometric measurements, by means of a fiber optic cable, identify areas of the horizontal wellbore of the producing well with the highest temperature, average for the identified zones, define a zone with a change in the angle of curvature gain of not 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 the electric centrifugal pump, the operating mode of a pair of wells is established, in which the electric centrifugal pump is in constant operation at the temperature of the pumped reservoir products equal to the maximum allowable for an electric centrifugal pump.
Недостатками известного способа являются использование в нагнетательной скважине насосно-компрессорных труб меньшего диаметра на конце горизонтального ствола, а насосно-компрессорных труб большего диаметра - в начале горизонтального ствола, что приводит к потерям тепла за счет роста гидравлических потерь для насосно-компрессорных труб меньшего диаметра и большей длины, также отбор продукции насосом в самом прогретом месте вдоль горизонтального ствола приводит к срывам подачи электроцентробежного насоса из-за высокой температуры, вызванной кипением воды на приеме насоса.The disadvantages of this method are the use in the injection well of tubing of a smaller diameter at the end of the horizontal trunk, and tubing of larger diameter at the beginning of the horizontal trunk, which leads to heat loss due to increased hydraulic losses for tubing of smaller diameter and longer lengths, also the selection of products by the pump in the warmest place along the horizontal shaft leads to disruptions in the supply of the electric centrifugal pump due to the high temperature, Rank boiling water at the pump intake.
Технической задачей заявляемого способа являются снижение потерь тепла за счет использования в нагнетательной скважине насосно-компрессорных труб большего диаметра в интервале высокой нефтенасыщенности горизонтального ствола, а насосно-компрессорных труб меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, и отсутствие срыва подачи насоса за счет размещения его в переходной зоне между большим и меньшим прогревом и использования регулируемого отбора продукции из добывающей скважины.The technical task of the proposed method is to reduce heat loss due to the use of larger diameter tubing in the injection well in the high oil saturation horizontal well, and smaller diameter tubing at the beginning of the horizontal well, and the pump is not interrupted by placing it in transition zone between greater and lesser heating and the use of controlled selection of products from the producing well.
Техническая задача решается способом эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающим строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны горизонтального ствола добывающей скважины с различной температурой, определение в одной из выявленных зон интервала с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в котором размещают электроцентробежный насос, при этом изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, причем при температуре жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы электроцентробежного насоса, поддерживают постоянный режим его работы.The technical problem is solved by the method of operating a pair of wells producing highly viscous oil, including the construction of an injection well and a producing well located lower and parallel to the injection well, lowering into the injection well two columns of tubing - tubing of different diameters with the ends placed at different intervals of the horizontal wellbore, placement of a fiber-optic cable and tubing in a production well with an electric centrifugal pump and temperature sensors at the entrance to the electric motor centrifugal pump and in an electric centrifugal pump, controlled injection of steam into the injection well through tubing strings of various diameters, conducting thermobaric measurements in the producing well and using an optical fiber cable to identify the horizontal wellbore of the producing well with different temperatures, determining in one of the identified zones the interval with changing the set angle curvature of not more than 2 degrees per 10 m, in which the electric centrifugal pump is placed, while changing the steam supply through the discharge the first well and the operation of the electric centrifugal pump set the operation mode of a pair of wells, and at a fluid temperature at the inlet equal to the maximum allowable according to the operating conditions of the electric centrifugal pump, they maintain a constant mode of operation.
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 НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины для установки насоса выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, размещают электроцентробежный насос в данной переходной зоне, причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы.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 tubing strings are placed in the injection well, with the end of the smaller diameter column at the beginning of the horizontal well and the end of the larger diameter in the oil saturation of more than 60%, through geophysical studies in a horizontal well of a producing well for installing a pump, a transition zone with a temperature between pain him and less warming up, place an electric centrifugal pump in this transition zone, and when the temperature of the liquid drops below the maximum allowable at the pump inlet, steam injection through the injection well is increased, and when the temperature at the pump inlet is increased, the steam injection through the injection well is reduced and / or the pump is transferred to periodic mode of operation.
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство в продуктивном пласте с высоковязкой нефтью нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине. В нагнетательной скважине проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола. После чего в нагнетательной скважине для закачки пара размещают две колонны НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%. Такое размещение колонн НКТ позволяет снизить потери тепла при прокачке пара через НКТ большего диаметра в более удаленные от начала горизонтального ствола скважины и создать гидродинамическую связь между парой скважин в более нефтенасыщенной зоне пласта, что приводит к увеличению нефтеотдачи пласта. Производят закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра. В добывающей скважине проводят геофизические исследования по определению распределения давления и температуры по стволу. Посредством этих исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом и определяют в выявленной зоне интервал с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в который спускают колонну НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе. Изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин. При температуре жидкости на входе равной максимально допустимой по условиям работы электроцентробежного насоса поддерживают постоянный режим его работы. 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. Пример конкретного выполнения.A method of operating a pair of wells producing highly viscous oil involves constructing an injection well and a producing well located below and parallel to the injection well in a producing formation with high viscosity oil. In the injection well, geophysical studies are carried out to determine the oil saturation along the horizontal wellbore. After that, two tubing strings are placed in the injection well for steam injection, while the end of the smaller diameter column is placed at the beginning of the horizontal shaft, and the end of the larger diameter column is in the zone with oil saturation of more than 60%. Such placement of tubing strings makes it possible to reduce heat loss during steam pumping through larger tubing to wells farther from the beginning of the horizontal wellbore and create a hydrodynamic connection between a pair of wells in a more oil-saturated zone of the formation, which leads to an increase in oil recovery. Steam is injected into the injection well through tubing string of various diameters. Geophysical surveys are carried out in the production well to determine the distribution of pressure and temperature along the wellbore. Through these studies, in the horizontal well of the producing well, a transition zone is detected with a temperature between greater and lesser heating and an interval is determined in the identified zone with a change in the angle of set of curvature of not more than 2 degrees by 10 m, into which the tubing string with an electric centrifugal pump and inlet temperature sensors is lowered in the electric motor of the electric centrifugal pump and in the electric centrifugal pump. By changing the steam supply through the injection well and the operation of the electric centrifugal pump, the operation mode of the pair of wells is established. At a liquid temperature at the inlet equal to the maximum allowable under the operating conditions of the electric centrifugal pump, a constant mode of its operation is maintained. If the temperature of the liquid drops below the maximum allowable at the pump inlet, steam injection through the injection well is increased, and when the temperature at the pump inlet is increased, steam injection through the injection well is reduced and / or the pump is put into periodic operation. An example of a specific implementation.
Эксплуатируют пару скважин на месторождении высоковязкой нефти. Вязкость нефти составляет 27350*10-6 м2/с (при 8°С).They exploit a couple of wells in a high-viscosity oil field. The viscosity of the oil is 27350 * 10 -6 m 2 / s (at 8 ° C).
Нагнетательная скважина с горизонтальным стволом длиной 622 м на глубине 97 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром. В нагнетательной скважине проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола. С устья в скважину спущены две колонны НКТ. Конец первой колонны диаметром 60 мм спущен в начало горизонтального ствола. Конец второй колонны диаметром 89 мм спущен во вторую половину горизонтального ствола в зону с нефтенасыщенностью 64%. Добывающая скважина с горизонтальным стволом длиной 619 м на глубине 103 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена колонной с щелями - щелевым фильтром. В добывающей скважине размещают оптоволоконный кабель и колонну НКТ с электроцентробежным насосом марки ЭЦН5А-160-300. Насос ЭЦН5А-160-300 оборудован датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе. После закачки 4300 тонн пара через нагнетательную скважину с расходом 60 т/сут в НКТ 89 мм и 25 т/сут в НКТ 60 мм и 3900 тонн пара в добывающую скважину с расходом 70 т/сут в добывающей скважине проводят геофизические исследования по определению распределения давления и температуры по стволу. Посредством этих исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходную зону с температурой между большим 117°С и меньшим 103°С прогревом, и определяют в выявленной зоне интервал с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в который перемещают электроцентробежный насос при помощи колонны НКТ. Продолжают закачивать пар с расходом 60 т/сут в НКТ 89 мм и 25 т/сут в НКТ 60 мм через нагнетательную скважину, а пластовую продукцию из добывающей скважины отбирают электроцентробежным насосом с режимом отбора 110 т/сут. Замеряют температуру на входе электроцентробежного насоса. Допустимая температура на приеме данного электроцентробежного насоса составляет 128,6°С.An injection well with a horizontal wellbore 622 m long at a depth of 97 m was drilled with a bit with a diameter of 244.5 mm. The horizontal well of the injection well is cased with a column with slots - a slotted filter. In the injection well, geophysical studies are carried out to determine the oil saturation along the horizontal wellbore. Two tubing columns were lowered from the wellhead into the well. The end of the first column with a diameter of 60 mm is lowered to the beginning of the horizontal trunk. The end of the second column with a diameter of 89 mm is lowered into the second half of the horizontal trunk into the zone with oil saturation of 64%. A production well with a horizontal wellbore 619 m long at a depth of 103 m was drilled with a bit with a diameter of 244.5 mm and cased with a column with slots - a slotted filter. An optical fiber cable and tubing string with an electric centrifugal pump of the ETsN5A-160-300 brand are placed in the production well. The ETsN5A-160-300 pump is equipped with temperature sensors at the inlet to the electric motor of the electric centrifugal pump and in the electric centrifugal pump. After injection of 4,300 tons of steam through an injection well with a flow rate of 60 tons / day in a tubing of 89 mm and 25 tons / day in a tubing of 60 mm and 3,900 tons of steam into a production well with a flow rate of 70 tons / day in a production well, geophysical studies are carried out to determine the pressure distribution and barrel temperature. Through these studies, in the horizontal well of the producing well, a transition zone with a temperature between greater than 117 ° C and less than 103 ° C is detected, and the interval is determined in the identified zone with a change in the angle of curvature of not more than 2 degrees by 10 m, into which the electric centrifugal pump is moved at help tubing string. Steam is continued to be pumped at a flow rate of 60 tons / day in a 89 mm tubing and 25 tons / day in a 60 mm tubing through an injection well, and formation products from a production well are taken by an electric centrifugal pump with a sampling mode of 110 tons / day. Measure the temperature at the inlet of the electric centrifugal pump. Allowable temperature at the reception of this electric centrifugal pump is 128.6 ° C.
При температуре 121,9°С на приеме данного электроцентробежного насоса, его эксплуатируют в постоянном режиме, а закачку пара через нагнетательную скважину увеличивают на 25 т/сут (10 т/сут в НКТ 60 мм и 15 т/сут в НКТ 89 мм). Добиваются постоянного режима работы электроцентробежного насоса с необходимым расходом для поддержания температуры жидкости на приеме электроцентробежного насоса близкой, но не более 128,6°С.At a temperature of 121.9 ° C at the reception of this electric centrifugal pump, it is operated in a constant mode, and steam injection through the injection well is increased by 25 tons / day (10 tons / day in tubing 60 mm and 15 tons / day in tubing 89 mm) . Achieve a constant mode of operation of the electric centrifugal pump with the necessary flow rate to maintain the temperature of the liquid at the reception of the electric centrifugal pump close, but not more than 128.6 ° C.
При повышении температуры в районе электроцентробежного насоса более 128,6°С, снижают закачку пара на 15 т/сут (5 т/сут в НКТ 60 мм и 10 т/сут в НКТ 89 мм) в нагнетательной скважине, при медленном снижении температуры в добывающей скважине насос переводят в периодический режим работы 80/20 (80 минут эксплуатации/20 минут бездействия). При стабилизации температуры на приеме электроцентробежного насоса, близкой, но не более 128,6°С, насос переводят на постоянный отбор продукции 100 т/сут.With increasing temperature in the region of the electric centrifugal pump more than 128.6 ° С, steam injection is reduced by 15 tons / day (5 tons / day in tubing 60 mm and 10 tons / day in tubing 89 mm) in the injection well, while the temperature decreases slowly In a producing well, the pump is put into 80/20 batch mode (80 minutes of operation / 20 minutes of inactivity). When the temperature is stabilized at the reception of an electric centrifugal pump, close, but not more than 128.6 ° C, the pump is transferred to a constant production selection of 100 tons / day.
Экономия энергии на закачку и прогрев пласта составила 3-5% по сравнению с аналогичными скважинами, работающими по технологии, описанной в наиболее близком аналоге. Срыв подачи продукции на вход насоса и перегрев насоса не наблюдались.Saving energy for injection and heating of the reservoir was 3-5% compared to similar wells operating according to the technology described in the closest analogue. Disruption of product supply to the pump inlet and overheating of the pump were not observed.
Предлагаемый способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяет снизить потери тепла за счет использования в нагнетательной скважине насосно-компрессорных труб большего диаметра в интервале высокой нефтенасыщенности горизонтального ствола, а насосно-компрессорных труб меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, исключить срывы подачи насоса из-за высокой температуры за счет размещения его в переходной зоне между большим и меньшим прогревом и использования регулируемого отбора продукции из добывающей скважины.The proposed method of operating a pair of wells producing highly viscous oil allows to reduce heat loss due to the use of larger diameter tubing in the injection well in the interval of high oil saturation of the horizontal wellbore, and smaller diameter tubing at the beginning of the horizontal well, to exclude pump outages due to the high temperature due to its placement in the transition zone between greater and lesser heating and the use of controlled selection of products from mining th hole.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017124650A RU2663528C1 (en) | 2017-07-07 | 2017-07-07 | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017124650A RU2663528C1 (en) | 2017-07-07 | 2017-07-07 | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2663528C1 true RU2663528C1 (en) | 2018-08-07 |
Family
ID=63142557
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017124650A RU2663528C1 (en) | 2017-07-07 | 2017-07-07 | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2663528C1 (en) |
Cited By (6)
| 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 |
| 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 |
| RU2744609C1 (en) * | 2019-11-12 | 2021-03-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for operating a pair of wells for producing high-viscosity oil |
| RU2749658C1 (en) * | 2020-11-20 | 2021-06-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity oil deposits by cyclic steam method |
| RU2752641C2 (en) * | 2019-08-07 | 2021-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for operating pair of wells for production of high-viscosity oil |
| RU2792484C1 (en) * | 2022-12-02 | 2023-03-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for operating paired wells producing high-viscosity oil with formation pressure maintenance |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2206728C1 (en) * | 2002-05-18 | 2003-06-20 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт (ОАО ВНИИнефть) | Method of high-viscocity oil production |
| RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
| WO2010062208A1 (en) * | 2008-11-28 | 2010-06-03 | Schlumberger Canada Limited | Method for estimation of sagd process characteristics |
| RU2447272C1 (en) * | 2011-05-27 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of massive deposit development |
| RU2488691C1 (en) * | 2012-01-13 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit at late stage |
| 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 RU2017124650A patent/RU2663528C1/en active IP Right Revival
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2206728C1 (en) * | 2002-05-18 | 2003-06-20 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт (ОАО ВНИИнефть) | Method of high-viscocity oil production |
| RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
| WO2010062208A1 (en) * | 2008-11-28 | 2010-06-03 | Schlumberger Canada Limited | Method for estimation of sagd process characteristics |
| RU2447272C1 (en) * | 2011-05-27 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of massive deposit development |
| RU2488691C1 (en) * | 2012-01-13 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit at late stage |
| 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 (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2752641C2 (en) * | 2019-08-07 | 2021-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for operating pair of wells for production of high-viscosity oil |
| 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 |
| RU2744609C1 (en) * | 2019-11-12 | 2021-03-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for operating a pair of wells for producing high-viscosity oil |
| 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 |
| RU2749658C1 (en) * | 2020-11-20 | 2021-06-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity oil deposits by cyclic steam method |
| RU2794686C1 (en) * | 2022-08-29 | 2023-04-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of deposits of high-viscosity oil and natural bitumen |
| RU2792484C1 (en) * | 2022-12-02 | 2023-03-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for operating paired wells producing high-viscosity oil with formation pressure maintenance |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2663528C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2584437C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2663527C1 (en) | Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil | |
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| EP3303768A1 (en) | Thermally induced low flow rate fracturing | |
| RU2678738C1 (en) | Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method | |
| RU2694317C1 (en) | Method of completion and development of steam horizontal wells producing high-viscosity oil | |
| 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 | |
| RU2526047C1 (en) | Development of extra-heavy crude oil | |
| RU2689102C2 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit | |
| RU2724707C1 (en) | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil | |
| RU2695478C1 (en) | Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2610966C1 (en) | Highly viscous oil or bitumen field development method | |
| RU2752641C2 (en) | Method for operating pair of wells for production of high-viscosity oil | |
| RU2431745C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of two well head horizontal wells | |
| RU2724692C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2731777C1 (en) | Method of determining temperature distribution in an oil well which produces super-viscous oil | |
| RU2713277C1 (en) | Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2690588C2 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2725415C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit using paired horizontal wells | |
| RU2744609C1 (en) | Method for operating a pair of wells for producing high-viscosity oil |
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 |