RU2731777C1 - Method of determining temperature distribution in an oil well which produces super-viscous oil - Google Patents

Method of determining temperature distribution in an oil well which produces super-viscous oil Download PDF

Info

Publication number
RU2731777C1
RU2731777C1 RU2020108778A RU2020108778A RU2731777C1 RU 2731777 C1 RU2731777 C1 RU 2731777C1 RU 2020108778 A RU2020108778 A RU 2020108778A RU 2020108778 A RU2020108778 A RU 2020108778A RU 2731777 C1 RU2731777 C1 RU 2731777C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
injection
steam
oil
temperature distribution
Prior art date
Application number
RU2020108778A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Марат Инкилапович Амерханов
Фаниль Муктасимович Ахметзянов
Наиль Мунирович Ахметшин
Original Assignee
Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority to RU2020108778A priority Critical patent/RU2731777C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2731777C1 publication Critical patent/RU2731777C1/en

Links

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
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E21B47/07—Temperature

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

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry. Method of determining temperature distribution in an oil well producing super-viscous oil, comprising placing a fiber-optic cable in a production string, determining temperature along the wellbore, plotting a graph of temperature versus depth of well, at overheating and shutdowns in the production well pump operation, it is stopped for 2–6 days idle time. Pumping of steam into the injection well is limited by not less than 50 % of the average steam flow rate during the liquid withdrawal limitation period. After idle time, a static thermogram of temperature distribution along the production well shaft is determined. Thermogram data are used to control injection of steam into injection well by reducing or increasing its injection by 20–50 % of average steam flow rate. Periodically, operations for determination of static thermogram of temperature distribution along production well shaft and control of steam injection to injection well are repeated.
EFFECT: high efficiency and reliability of determining temperature distribution in an oil well producing super viscous oil with simultaneous reduction of operating costs for pumping steam into the formation for a period of production well shutdown.
1 cl, 2 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке залежи сверхвязкой и битумной нефти для определения распределения температуры в нефтяной скважине.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the development of super-viscous and bituminous oil deposits to determine the temperature distribution in an oil well.

Известен способ определения температуры при освоении и разработке парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2694317, МПК Е21В 43/24, 43/26, 7/04, опубл. 11.07.2019 г., бюл. № 20), включающий оснащение горизонтальной добывающей скважины при строительстве оптико-волоконным кабелем с датчиками температуры, а для создания проницаемой зоны подачу в продуктивный пласт через обе скважины теплоноситель температурой не менее 90°С, но не выше температуры парообразования в пластовых условиях, при этом в горизонтальном стволе добывающей скважины проводят геофизические исследования для выявления переходных зон между большим и меньшим прогревом, в которых выбирают зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м для размещения входа насоса, спускаемого на колонне насосно-компрессорных труб НКТ и оснащенного датчиками давления и температуры на входе.A known method for determining the temperature during the development and development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil (patent RU No. 2694317, IPC Е21В 43/24, 43/26, 7/04, publ. 11.07.2019, bul. No. 20), including equipping a horizontal production well during construction with a fiber-optic cable with temperature sensors, and to create a permeable zone, supply a heat carrier through both wells with a temperature of at least 90 ° C, but not higher than the vaporization temperature in reservoir conditions, while in the horizontal wellbore of the production well conduct geophysical surveys to identify transition zones between higher and lower heating, in which a zone with a change in the angle of curvature of no more than 2 degrees per 10 m is selected to accommodate the inlet of the pump lowered on the tubing string and equipped with pressure and temperature sensors at the inlet ...

Недостатками способа являются влияние работы насоса, создающего движение флюидов в стволе добывавшей скважины при снятии термограмм, а также влияние закачки пара в верхнюю нагнетательную скважину к искаженному определению распределения температуры по стволу скважины при снятии термограммы и принятию неверных решений о дальнейшей эксплуатации парных скважин.The disadvantages of this method are the influence of the pump operation, which creates the movement of fluids in the wellbore of the producing well when taking thermograms, as well as the effect of steam injection into the upper injection well to distorted determination of the temperature distribution along the wellbore when taking a thermogram and making incorrect decisions about the further operation of paired wells.

Также известен способ использования оптоволоконных каротажных кабелей в нефтедобывающих скважинах для сбора данных о параметрах скважины (патент RU № 2445656, МПК G02B 6/44, МПК H01B 11/22, опубл. 20.03.2012 г., бюл. № 8).Also known is a method of using fiber-optic logging cables in oil producing wells for collecting data on well parameters (patent RU No. 2445656, IPC G02B 6/44, IPC H01B 11/22, publ. 03/20/2012, bull. No. 8).

Недостатком известного способа является то, что помимо измерений в скважине различных параметров способ не позволяет получать достоверные данные по температуре.The disadvantage of this method is that in addition to measurements in the well of various parameters, the method does not allow obtaining reliable data on temperature.

Наиболее близким является способ определения уровня жидкости в скважине с высокой температурой, добывающей высоковязкую нефть (патент RU № 2494248, МПК Е21В 47/047, G01F 23/00, опубл. 27.09.2013 г., бюл. № 27), включающий размещение оптоволоконного кабеля и насоса в эксплуатационной колонне, определение температуры по стволу скважины, построение графика зависимости температуры от глубины скважины, выделение на графике скачка температуры минимум на 10 градусов, ближайшего к устью скважины, определение глубины уровня жидкости в скважине как соответствующего глубине выделенного скачка температуры.The closest is the method for determining the liquid level in a well with a high temperature, producing high-viscosity oil (patent RU No. 2494248, IPC Е21В 47/047, G01F 23/00, publ. 09/27/2013, bul. No. 27), including the placement of fiber optic cable and pump in the production string, determining the temperature along the wellbore, plotting the temperature dependence on the well depth, highlighting the temperature jump by at least 10 degrees closest to the wellhead, determining the depth of the liquid level in the well as corresponding to the depth of the selected temperature jump.

Недостатками способа являются влияние работы насоса, создающего движение флюидов в стволе добывавшей скважины, а также влияние закачки пара в верхнюю нагнетательную скважину к искаженному определению распределения температуры по стволу скважины при снятии термограммы.The disadvantages of this method are the effect of the pump operation, which creates the movement of fluids in the wellbore of the producing well, as well as the effect of steam injection into the upper injection well to distorted determination of the temperature distribution along the wellbore when taking a thermogram.

Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение эффективности и достоверности определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть, за счет снятия термограммы при статическом режиме при остановке отбора из добывающей скважины и ограничения закачки пара, а также сокращение эксплуатационных затрат на закачку пара в пласт на период остановки добывающей скважины.The technical objectives of the proposed method are to increase the efficiency and reliability of determining the temperature distribution in an oil well producing super-viscous oil by taking a thermogram in a static mode when stopping extraction from a production well and limiting steam injection, as well as reducing operating costs for steam injection into the reservoir for a period shutdown of a production well.

Технические задачи решаются способом определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть, включающим размещение в эксплуатационной колонне оптоволоконного кабеля и насоса, определение температуры по стволу скважины, построение графика зависимости температуры от глубины скважины.Technical problems are solved by a method for determining the temperature distribution in an oil well producing super-viscous oil, including placing a fiber-optic cable and a pump in the production string, determining the temperature along the wellbore, plotting the temperature dependence on the well depth.

Новым является то, что при перегревах и остановках в работе насоса добывающей скважины производят его остановку для простоя продолжительностью 2-6 суток и ограничивают закачку пара в нагнетательную скважину на не менее 50 % от среднего расхода пара на период ограничения отбора жидкости, после простоя определяют статическую термограмму распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины, на основе полученных данных термограммы осуществляют регулирование закачки пара в нагнетательную скважину путем снижения или повышения его закачки на 20-50 % от среднего расхода пара, периодически операции по определению статической термограммы распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины и регулированию закачки пара в нагнетательную скважину повторяют.The novelty is that during overheating and shutdowns in the operation of the pump of the production well, it is stopped for downtime for 2-6 days and the injection of steam into the injection well is limited to at least 50% of the average steam consumption for the period of limiting the withdrawal of liquid, after the shutdown, the static thermogram of the temperature distribution along the production wellbore, on the basis of the obtained thermogram data, steam injection into the injection well is controlled by decreasing or increasing its injection by 20-50% of the average steam flow rate, periodically operations to determine the static thermogram of the temperature distribution along the production wellbore and regulation the injection of steam into the injection well is repeated.

Сущность изобретения The essence of the invention

На фиг. 1 показана схема расположения парных горизонтальных скважин для организации отбора продукции из добывающей скважины погружным насосом и закачки теплоносителя через нагнетательную скважину. FIG. 1 shows the layout of paired horizontal wells for organizing the selection of products from a production well with a submersible pump and pumping a coolant through an injection well.

На фиг. 2 показаны статическая и динамическая кривые распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины (термограммы).FIG. 2 shows the static and dynamic temperature distribution curves along the production wellbore (thermograms).

Способ определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть, осуществляют следующим образом.The method for determining the temperature distribution in an oil well producing extra-viscous oil is carried out as follows.

На залежи сверхвязкой нефти с нефтенасыщенным пластом 1 (фиг. 1) осуществляют строительство одноустьевых горизонтальной добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3, расположенной выше и параллельно добывающей скважине 2. Снабжают вскрытые участки горизонтальных скважин 2 и 3 фильтрами (на фиг. 1, 2 не показаны) с образованием фильтровой части 4 (фиг. 1) и 5, соответственно. В нагнетательной скважине 3 размещают две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ 6 и 7 с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола 3. В добывающей скважине 2 также размещают две колонны НКТ (на фиг. 1, 2 не показаны) разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола 2 (фиг. 1). Затем в добывающую скважину 2 и в нагнетательную скважину 3 закачивают пар для освоения и создания гидродинамической связи между парой скважин 2 и 3. После завершения закачки пара добывающую скважину 2 и нагнетательную скважину 3 останавливают на термокапиллярную пропитку и распределение тепла. Извлекают из добывающей скважины 2 две колонны НКТ (на фиг. 1, 2 не показаны) и проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. Размещают электроцентробежный насос 8 в эксплуатационной колонне 9, а также оптоволоконный кабель (на фиг. 1, 2 не показан) вдоль всей длины скважины 2 (фиг. 1). В горизонтальном стволе добывающей скважины 2 определяют температуру, распределение температуры вдоль горизонтального ствола добывающей скважины 2, строят графики зависимости температуры от глубины скважины 2.On a super-viscous oil deposit with an oil-saturated reservoir 1 (Fig. 1), one-head horizontal production well 2 and an injection well 3 are constructed, located above and parallel to production well 2. The drilled sections of horizontal wells 2 and 3 are supplied with filters (in Figs. 1, 2, no shown) with the formation of the filter part 4 (Fig. 1) and 5, respectively. In the injection well 3, two tubing strings are placed - tubing 6 and 7 with the placement of the ends in different intervals of the horizontal bore 3. In the production well 2, two tubing strings are also placed (not shown in Figs. 1, 2) of different diameters with the placement of the ends in different intervals of the horizontal wellbore 2 (Fig. 1). Then steam is injected into production well 2 and into injection well 3 to develop and create a hydrodynamic connection between a pair of wells 2 and 3. After the completion of steam injection, production well 2 and injection well 3 are stopped for thermocapillary impregnation and heat distribution. Two tubing strings are extracted from the producing well 2 (not shown in Figs. 1, 2) and thermobarometric measurements are carried out by means of geophysical studies. An electric centrifugal pump 8 is placed in the production string 9, as well as a fiber-optic cable (not shown in Figs. 1, 2) along the entire length of the well 2 (Fig. 1). In the horizontal wellbore of the production well 2, the temperature is determined, the temperature distribution along the horizontal wellbore of the production well 2, graphs of the temperature dependence on the depth of the well 2 are plotted.

Закачивают пар через нагнетательную скважину 3 и отбирают пластовую продукцию посредством электроцентробежного насоса 8 через добывающую скважину 2. При перегревах и остановках в работе насоса 8 в добывающей скважине 2 производят остановку насоса 8 для простоя продолжительностью 2-6 суток и ограничивают закачку пара в нагнетательную скважину 3 на не менее 50 % от среднего расхода пара на период ограничения отбора жидкости. Время простоя необходимо для перераспределения давления и восстановления температурного профиля по всей длине ствола скважины 2. После простоя определяют статическую термограмму распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины 2. На графике распределения температуры (фиг. 2) вдоль горизонтального ствола добывающей скважины 2 выявляют необходимые данные (например, температуру на уровне насоса 8 (фиг. 1) при статическом режиме). На основе полученных данных термограммы осуществляют регулирование закачки пара в нагнетательную скважину 3 путем снижения или повышения его закачки на 20-50 % от среднего расхода пара. Например, при достижении температуры на термограмме в области расположения насоса близкой или выше предельной температуры работоспособности насоса закачку пара снижают на 20-50 % от среднего расхода. При достижении температуры на термограмме в области расположения насоса ниже 70 % от температуры предельной работоспособности насоса закачку пара повышают на 20-50 % от среднего расхода пара. Периодически, например, через 30-90 суток, операции по определению статической термограммы распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины и регулированию закачки пара в нагнетательную скважину повторяют. Либо проводят ремонтные работы по смене точки отбора жидкости на добывающей скважине с расположением в переходной зоне между большим и меньшим прогревом, также возможно изменение точек подачи пара на нагнетательной скважине. Steam is injected through the injection well 3 and the formation products are taken by means of an electric centrifugal pump 8 through the production well 2. In case of overheating and shutdowns in the operation of the pump 8 in the production well 2, the pump 8 is stopped for a downtime of 2-6 days and steam injection into the injection well 3 is limited by at least 50% of the average steam consumption for the period of limiting liquid withdrawal. Downtime is necessary to redistribute the pressure and restore the temperature profile along the entire length of the wellbore 2. After the downtime, a static thermogram of the temperature distribution along the wellbore of the production well is determined. On the temperature distribution graph (Fig. 2) along the horizontal wellbore of the production well 2, the necessary data are identified (for example , temperature at the level of pump 8 (Fig. 1) in static mode). On the basis of the obtained thermogram data, steam injection into injection well 3 is controlled by reducing or increasing its injection by 20-50% of the average steam consumption. For example, when the temperature on the thermogram in the area of the pump location is close to or higher than the maximum temperature of the pump operability, steam injection is reduced by 20-50% of the average flow rate. When the temperature on the thermogram in the area of the pump location is below 70% of the temperature of the pump's maximum efficiency, steam injection is increased by 20-50% of the average steam consumption. Periodically, for example, after 30-90 days, the operations to determine the static thermogram of the temperature distribution along the production wellbore and to regulate steam injection into the injection well are repeated. Either repair work is carried out to change the point of fluid withdrawal on a production well with an arrangement in the transition zone between a greater and a lesser heating, it is also possible to change the points of steam supply on an injection well.

Пример конкретного выполненияAn example of a specific implementation

Имеется нефтенасыщенный пласт 1 (фиг. 1) с глубиной залегания кровли - 175 м, вязкость нефти в пластовых условиях 31562 мПа*с при начальной пластовой температуре 8 °С. Производят строительство пары одноустьевых горизонтальных скважин 2 и 3. Добывающая скважина 2 с горизонтальным стволом длиной 843 м на глубине 169 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена колонной с щелями - щелевым фильтром с образованием фильтровой части 4. Нагнетательная скважина 3 с горизонтальным стволом длиной 820 м на глубине 164 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол скважины 3 обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром с образованием фильтровой части 5. В нагнетательной скважине 3 размещают две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ 6 и 7, конец первой колонны НКТ 6 диаметром 60 мм на глубину 320 м, конец второй колонны НКТ 7 диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола на глубину 999 м. В добывающей скважине 2 конец первой колонны НКТ (на фиг. 1, 2 не показан) диаметром 60 мм спускают на глубину 310 м, конец второй колонны НКТ (на фиг. 1, 2 не показан) диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола на глубину 1060 м. Далее закачивают пар объемом 5267 т в добывающую скважину 2 и 6972 т в нагнетательную скважину 3 для освоения и создания гидродинамической связи между парой скважин 2 и 3. Вследствие ограниченной приемистости расход пара для нагнетательной скважины 3 составил 80 т/сут, для добывающей 2- 65 т/сут. После завершения закачки пара скважины 2 и 3 останавливают на термокапиллярную пропитку и распределение тепла. Через 8 суток из добывающей скважины 2 извлекают две колонны НКТ и проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. В горизонтальном стволе добывающей скважины 2 определяют температуру, распределение температуры вдоль горизонтального ствола добывающей скважины 2, строят графики зависимости температуры от глубины скважины. Устанавливают насос 8 марки ЭЦНАИ5-125-400 в пределах эксплуатационной колонны 9 на глубине 269 м с прокладкой оптоволоконного кабеля (на фиг. 1, 2 не показан) вдоль всей длины скважины 2. Информация по кабелю передается на устье скважины 2.There is an oil-saturated reservoir 1 (Fig. 1) with a roof depth of 175 m, oil viscosity in reservoir conditions of 31562 mPa * s at an initial reservoir temperature of 8 ° C. A pair of single-well horizontal wells 2 and 3 are being constructed. Production well 2 with a horizontal borehole 843 m long at a depth of 169 m is drilled with a bit 244.5 mm in diameter and cased with a casing with slots - a slotted filter with the formation of a filter part 4. Injection well 3 with a horizontal borehole 820 m long at a depth of 164 m drilled with a 244.5 mm chisel. The horizontal wellbore 3 is cased with a casing with slots - a slotted filter with the formation of a filter part 5. In injection well 3, two tubing strings are placed - tubing 6 and 7, the end of the first tubing 6 with a diameter of 60 mm to a depth of 320 m, the end of the second string Tubing 7 with a diameter of 89 mm is run into the second half of the horizontal wellbore to a depth of 999 m. In production well 2, the end of the first tubing string (not shown in Figs. 1, 2) with a diameter of 60 mm is run to a depth of 310 m, the end of the second tubing string (in Fig. 1, 2 not shown) 89 mm in diameter is lowered into the second half of the horizontal wellbore to a depth of 1060 m.Then, steam with a volume of 5267 tons is injected into production well 2 and 6972 tons into injection well 3 to develop and create a hydrodynamic connection between a pair of wells 2 and 3 Due to the limited injectivity, steam consumption for injection well 3 was 80 tons / day, for production well 2 - 65 tons / day. After the completion of steam injection, wells 2 and 3 are stopped for thermocapillary impregnation and heat distribution. After 8 days, two tubing strings are removed from the production well 2 and thermobarometric measurements are carried out by means of geophysical studies. In the horizontal wellbore of the production well 2, the temperature is determined, the temperature distribution along the horizontal wellbore of the production well 2, graphs of the temperature dependence on the depth of the well are plotted. A pump 8 of the ETsNAI5-125-400 brand is installed within the production casing 9 at a depth of 269 m with the laying of a fiber-optic cable (not shown in Figs. 1, 2) along the entire length of well 2. Information is transmitted via the cable to the wellhead 2.

Закачивают пар через нагнетательную скважину 3 примерно 70 т/сут в НКТ 6 и 60 т/сут в НКТ 7 и отбирают пластовую продукцию посредством электроцентробежного насоса 8 через добывающую скважину 2 с расходом около 105 т/сут. При этом периодически происходит перегрев и остановка насоса 8, хотя температура на динамической термограмме составляла около 85 °С, при этом предельная температура работоспособности насоса 10 составляет 125,7 °С. Останавливают эксплуатацию насоса 8 в добывающей скважине 2 на 4 суток (на практике также осуществляли остановку насоса 8 на 2 и 6 суток) и ограничивают закачку пара в нагнетательную скважину 3 до 25 и 20 т/сут, соответственно в НКТ 6 и 7. После 4 суток простоя снимают статическую термограмму распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины 2. На графике распределения температуры в статическом режиме (фиг. 2) вдоль ствола добывающей скважины 2 видно, что температура на уровне насоса 8 составляет около 118 °С, что очень близко к предельному значению работоспособности насоса 8. Принимают решение об ограничении закачки пара в НКТ 6 до уровня 30 т/сут и увеличении закачки пара до 80 т/сут в НКТ 7. Запускают насос 8 в работу. Периодически через 30 суток, 60 суток определяли статическую термограмму распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины. Через 90 суток продуктивность добывающей скважины 2 начала снижаться, определили статическую термограмму распределения температуры. Выявили, что температура в статическом режиме в области насоса 8 достигла 57 °С, после чего принимают решение об увеличении закачки пара в НКТ 6 до 60 т/сут. После чего насос 8 в добывающей скважине 2 работает без срывов подачи при сохранении средней продуктивности. Steam is injected through injection well 3 about 70 tons / day in tubing 6 and 60 tons / day in tubing 7 and formation products are withdrawn by means of an electric centrifugal pump 8 through production well 2 at a rate of about 105 tons / day. In this case, overheating and stopping of pump 8 periodically occur, although the temperature on the dynamic thermogram was about 85 ° C, while the maximum operating temperature of the pump 10 is 125.7 ° C. The operation of pump 8 in production well 2 is stopped for 4 days (in practice, pump 8 was also stopped for 2 and 6 days) and steam injection into injection well 3 is limited to 25 and 20 tons / day, respectively, in tubing 6 and 7. After 4 days of downtime, a static thermogram of the temperature distribution along the wellbore of production well 2 is taken. On the graph of the temperature distribution in a static mode (Fig. 2) along the wellbore of production well 2, it can be seen that the temperature at the level of pump 8 is about 118 ° C, which is very close to the limiting value operability of pump 8. A decision is made to limit steam injection in tubing 6 to the level of 30 t / day and increase steam injection to 80 t / day in tubing 7. Start pump 8 into operation. Periodically after 30 days, 60 days, a static thermogram of the temperature distribution along the wellbore was determined. After 90 days, the productivity of production well 2 began to decline, a static thermogram of the temperature distribution was determined. It was found that the temperature in static mode in the area of pump 8 reached 57 ° C, after which a decision was made to increase steam injection into tubing 6 to 60 tons / day. After that, the pump 8 in the production well 2 operates without interruptions in the supply while maintaining the average productivity.

Применение предлагаемого способа позволяет повысить эффективность и достоверность определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть за счет снятия термограммы при статическом режиме при остановке отбора из добывающей скважины, а также позволяет сократить эксплуатационные затраты на закачку пара в пласт на период остановки добывающей скважины.The use of the proposed method makes it possible to increase the efficiency and reliability of determining the temperature distribution in an oil well producing extra-viscous oil by taking a thermogram in a static mode when stopping extraction from a production well, and also allows to reduce operating costs for steam injection into the reservoir during the period of shutting down the production well.

Claims (1)

Способ определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть, включающий размещение оптоволоконного кабеля в эксплуатационной колонне, определение температуры по стволу скважины, построение графика зависимости температуры от глубины скважины, отличающийся тем, что при перегревах и остановках в работе насоса добывающей скважины производят его остановку для простоя продолжительностью 2-6 суток и ограничивают закачку пара в нагнетательную скважину на не менее 50 % от среднего расхода пара на период ограничения отбора жидкости, после простоя определяют статическую термограмму распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины, на основе полученных данных термограммы осуществляют регулирование закачки пара в нагнетательную скважину путем снижения или повышения его закачки на 20-50 % от среднего расхода пара, периодически операции по определению статической термограммы распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины и регулированию закачки пара в нагнетательную скважину повторяют.A method for determining the temperature distribution in an oil well producing super-viscous oil, including placing a fiber-optic cable in a production string, determining the temperature along the wellbore, plotting the temperature dependence on the well depth, characterized in that during overheating and shutdowns in the pump of the producing well, it is stopped for a downtime of 2-6 days and limit the injection of steam into the injection well by at least 50% of the average steam flow rate for the period of limiting the withdrawal of liquid, after the downtime, a static thermogram of the temperature distribution along the production wellbore is determined, based on the obtained thermogram data, steam injection is controlled into an injection well by reducing or increasing its injection by 20-50% of the average steam flow rate, periodically operations to determine the static thermogram of the temperature distribution along the production wellbore and regulate injection steam into the injection well is repeated.
RU2020108778A 2020-02-28 2020-02-28 Method of determining temperature distribution in an oil well which produces super-viscous oil RU2731777C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020108778A RU2731777C1 (en) 2020-02-28 2020-02-28 Method of determining temperature distribution in an oil well which produces super-viscous oil

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020108778A RU2731777C1 (en) 2020-02-28 2020-02-28 Method of determining temperature distribution in an oil well which produces super-viscous oil

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2731777C1 true RU2731777C1 (en) 2020-09-08

Family

ID=72421929

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020108778A RU2731777C1 (en) 2020-02-28 2020-02-28 Method of determining temperature distribution in an oil well which produces super-viscous oil

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2731777C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2814237C1 (en) * 2023-09-19 2024-02-28 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for determining temperature distribution in oil well producing superviscous oil

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2012065257A1 (en) * 2010-11-17 2012-05-24 Suncor Energy Inc. Method and apparatus for determining a level of a fluid in communication with a downhole pump
RU2469186C1 (en) * 2011-06-27 2012-12-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well
RU2494248C1 (en) * 2012-10-19 2013-09-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for determining liquid level in oil well with high temperature for extraction of high-viscosity oil
RU2610966C1 (en) * 2016-01-28 2017-02-17 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Highly viscous oil or bitumen field development method
RU2663526C1 (en) * 2017-07-07 2018-08-07 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells
RU2694317C1 (en) * 2018-08-17 2019-07-11 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of completion and development of steam horizontal wells producing high-viscosity oil

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2012065257A1 (en) * 2010-11-17 2012-05-24 Suncor Energy Inc. Method and apparatus for determining a level of a fluid in communication with a downhole pump
RU2469186C1 (en) * 2011-06-27 2012-12-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well
RU2494248C1 (en) * 2012-10-19 2013-09-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for determining liquid level in oil well with high temperature for extraction of high-viscosity oil
RU2610966C1 (en) * 2016-01-28 2017-02-17 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Highly viscous oil or bitumen field development method
RU2663526C1 (en) * 2017-07-07 2018-08-07 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells
RU2694317C1 (en) * 2018-08-17 2019-07-11 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of completion and development of steam horizontal wells producing high-viscosity oil

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2814237C1 (en) * 2023-09-19 2024-02-28 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for determining temperature distribution in oil well producing superviscous oil

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2663526C1 (en) Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells
RU2584437C1 (en) Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil
RU2305762C1 (en) Method for viscous oil or bitumen deposit field development
CA2675160C (en) Method of heavy oil production
Stalder Test of SAGD flow-distribution-control liner system in the Surmont Field, Alberta, Canada
RU2663528C1 (en) Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil
RU2663527C1 (en) Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil
RU2675114C1 (en) Method of super-viscous oil field development
RU2678738C1 (en) Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method
RU2731777C1 (en) Method of determining temperature distribution in an oil well which produces super-viscous oil
CA3046523C (en) System and method for sagd inter-well management and pseudo infill optimization scheme
RU2543848C1 (en) Development method of heavy oil or bitumen mine field with controlled product extraction from horizontal wells
CA2902591C (en) Axially segmented depletion operations in horizontal wells
RU2724707C1 (en) Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil
RU2555163C1 (en) Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells
RU2643056C1 (en) Method for development of pools of superheavy oil or natural bitumen
RU2803327C1 (en) Method for operating a pair of wells producing high-viscosity oil
RU2795283C1 (en) Method for developing superviscous oil deposits
RU2752641C2 (en) Method for operating pair of wells for production of high-viscosity oil
RU2713277C1 (en) Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil
RU2784700C1 (en) Method for developing paired horizontal wells producing high-viscosity oil
RU2744609C1 (en) Method for operating a pair of wells for producing high-viscosity oil
RU2695478C1 (en) Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil
RU2690588C2 (en) Method of super-viscous oil field development
RU2779868C1 (en) Method for developing high-viscosity or bituminous oil deposits using paired horizontal wells