RU2744609C1 - Method for operating a pair of wells for producing high-viscosity oil - Google Patents
Method for operating a pair of wells for producing high-viscosity oil Download PDFInfo
- Publication number
- RU2744609C1 RU2744609C1 RU2019136419A RU2019136419A RU2744609C1 RU 2744609 C1 RU2744609 C1 RU 2744609C1 RU 2019136419 A RU2019136419 A RU 2019136419A RU 2019136419 A RU2019136419 A RU 2019136419A RU 2744609 C1 RU2744609 C1 RU 2744609C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- injection
- wells
- pressure
- temperature
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 67
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 67
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 22
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 51
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims description 15
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 4
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 3
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 2
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
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 can be used in the development of deposits of high-viscosity and bituminous oil.
Известен способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU №2584437, МПК Е21В 43/24, опубл. 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.A known method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil (patent RU No. 2584437, IPC Е21В 43/24, publ. Bull. No. 14 dated 05/20/2016), including steam injection through a horizontal well, selection of formation products through a horizontal production well located below and parallel to the injection well, and two strings of tubing of different diameters are lowered into the injection well, the end of the larger diameter string is placed at the beginning of the horizontal wellbore, the end of the smaller diameter string is placed at the end of the horizontal wellbore, a fiber-optic cable and a tubing string are placed in the production well pipes with an electric centrifugal pump and temperature sensors at the inlet to the electric motor of the electric centrifugal pump and in the electric centrifugal pump, steam is injected through the injection well and thermobarometric measurements are carried out, the zones of the horizontal wellbore of the production well with the greatest temperature, among the identified zones, a zone is determined with a change in the angle of curvature of no more than 2 degrees per 10 m, an electric centrifugal pump is placed in a certain zone, by changing the steam supply through the injection well and the frequency of operation of the electric centrifugal pump, the operating mode of a pair of wells is established, in which the electric centrifugal pump operates in constant mode at a temperature of the pumped formation product equal to the maximum allowable for an electric centrifugal pump.
Наиболее близким является способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU №2663528, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №22 от 07.08.2018), включающий 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, причем 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.The closest is the method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil (patent RU No. 2663528, IPC Е21В 43/24, publ. Bull. No. 22 dated 08/07/2018), including the construction of an injection well and a production well located below and parallel to the injection well, running two tubing strings into an injection well - tubing of different diameters with ends placed at different intervals of the horizontal borehole, placing in a production well a fiber-optic cable and tubing with an electric centrifugal pump and temperature sensors at the inlet to the electric centrifugal pump electric motor and in the electric centrifugal pump, controlled injection steam into the injection well through tubing strings of various diameters, carrying out thermobaric measurements in the production well and, using a fiber-optic cable, identifying the zone of the horizontal wellbore of the production well with different temperatures, determining in one of the identified zones the interval with a change in the set angle to the 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 injection well and the operation of the electric centrifugal pump set the operating mode of a pair of wells, and at a liquid temperature at the inlet equal to the maximum permissible under the operating conditions of the electric centrifugal pump, they maintain constant mode of its operation, and in the horizontal wellbore of the injection well, geophysical studies are carried out to determine the oil saturation along the horizontal wellbore, after which two tubing strings are placed in the injection well, while the end of the smaller diameter string is at the beginning of the horizontal wellbore, and the end of the larger diameter string is at a zone with oil saturation of more than 60%, through geophysical studies in a horizontal wellbore of a production well to install a pump, a transition zone with a temperature between greater and less heating is identified, an electric centrifugal pump is placed in this transition zone, when than when the temperature of the liquid drops below the maximum allowable at the pump inlet, the steam injection through the injection well is increased, and when the temperature at the pump inlet rises, the steam injection through the injection well is reduced and / or the pump is switched to intermittent operation.
Недостатками обоих способов являются падение пластового давления на участке продуктивного пласта, эксплуатируемом парой скважин, характерное для залежей высоковязкой нефти с низкой пьезопроводностью пласта, вследствие создания замкнутой системы - гидродинамически ограниченной зоны в пределах паровой камеры, а также значительного уменьшения объемов закачиваемого пара при его конденсации в холодном пласте, при этом сама паровая камера опускается постепенно до добывающей скважины, вызывая перегрев глубинно-насосного оборудования, при этом приходится снижать объемы закачиваемого пара, что дополнительно снижает пластовое давление и дебиты по нефти.The disadvantages of both methods are a drop in reservoir pressure in a section of a productive formation operated by a pair of wells, which is characteristic of high-viscosity oil deposits with low piezoconductivity of the formation, due to the creation of a closed system - a hydrodynamically limited zone within the steam chamber, as well as a significant decrease in the volume of injected steam during its condensation into in the cold reservoir, while the steam chamber itself gradually descends to the production well, causing overheating of the downhole pumping equipment, while it is necessary to reduce the volume of injected steam, which further reduces the reservoir pressure and oil production rates.
Технической задачей заявляемого способа являются повышение и стабилизация пластового давления на уровне необходимом для поддержания паровой камеры над стволом добывающей скважины и сохранение продуктивности работы пары скважин с постоянным расходом закачки пара через нагнетательную скважину и отбора жидкости через добывающую.The technical objective of the proposed method is to increase and stabilize the reservoir pressure at the level necessary to maintain the steam chamber above the production wellbore and maintain the productivity of a pair of wells with a constant steam injection rate through the injection well and fluid withdrawal through the production well.
Техническая задача решается способом эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти, включающим строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине в пределах продуктивного пласта, причем горизонтальный ствол каждой скважины обсажен колоннами с щелями - щелевым фильтром, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ, причем конец первой колонны НКТ спускают до щелевого фильтра, а конец второй колонны НКТ - во вторую половину горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину одной колонны НКТ в центральную зону щелевого фильтра, закачку пара в нагнетательную и добывающую скважины, выдержку скважин для капиллярной пропитки и остывания забоя добывающей скважины, проведение в добывающей скважине геофизических исследований по определению распределения давления и температуры по стволу, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с электроцентробежным насосом с датчиками температуры, закачку пара в две колонны НКТ нагнетательной скважины и отбор из добывающей скважины, замер температуры на входе насоса, установление постоянного режима работы насоса с расходом, необходимым для поддержания температуры жидкости на приеме насоса, близкой к максимально допустимой.The technical problem is solved by the method of operating a pair of wells for the production of high-viscosity oil, including the construction of an injection well and a production well located below and parallel to an injection well within the productive formation, and the horizontal wellbore of each well is cased with columns with slots - a slotted filter, running two columns into the injection well tubing string - tubing, and the end of the first tubing string is lowered to the slotted screen, and the end of the second tubing string is lowered into the second half of the horizontal wellbore, one tubing string is lowered into the production well into the central zone of the slotted screen, steam is injected into the injection and production wells, holding wells for capillary impregnation and cooling the bottom of the production well, conducting geophysical studies in the production well to determine the distribution of pressure and temperature along the wellbore, placing fiber-optic cable and tubing with an electric centrifugal pump from the sensor in the production well temperature, steam injection into two tubing strings of the injection well and withdrawal from the production well, measuring the temperature at the pump inlet, establishing a constant pump operation mode with a flow rate necessary to maintain the liquid temperature at the pump intake close to the maximum allowable.
Новым является то, что перед спуском в скважину колонн НКТ осуществляют проведение в обеих скважинах геофизических исследований по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, температуры и начального давления продуктивного пласта, толщины и свойств покрышки продуктивного пласта для определения максимально допустимого давления закачки теплоносителя, а после спуска колонн НКТ в обе скважины производят выбор из вскрывших продуктивный пласт близлежащих скважин контрольных, которые оснащают датчиками давления для периодического измерения пластового давления после установления постоянного режима работы насоса, при падении пластового давления более 30% от начального в течение 2-5 месяцев производят остановку отбора жидкости на добывающей скважине с одновременной форсированной закачкой пара в нагнетательную скважину с максимально допустимым давлением закачки на устье нагнетательной скважины, при котором не происходит разрыва покрышки продуктивного пласта, после чего скважины возвращают к постоянному режиму отбора продукции через добывающую скважину и закачки пара через нагнетательную скважину.The novelty is that before running the tubing strings into the well, geophysical studies are carried out in both wells to determine the oil saturation along the horizontal wellbore, the temperature and the initial pressure of the productive formation, the thickness and properties of the reservoir cap to determine the maximum allowable injection pressure of the coolant, and after running the strings Tubing in both wells selects from nearby control wells that have penetrated the productive formation, which are equipped with pressure sensors for periodically measuring the reservoir pressure after establishing a constant operating mode of the pump, when the reservoir pressure drops more than 30% of the initial one within 2-5 months, the fluid withdrawal is stopped at a production well with simultaneous forced steam injection into an injection well with a maximum permissible injection pressure at the injection wellhead, at which there is no rupture of the reservoir cap, after which the wells in They are brought to a constant mode of product withdrawal through a production well and steam injection through an injection well.
Способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти включает строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине в пределах продуктивного пласта. Осуществляют спуск в обе скважины колонн насосно-компрессорных труб (НКТ). Из вскрывших продуктивный пласт скважин выбирают контрольные, которые оснащают датчиками давления. Перед началом эксплуатации скважин проводят исследования пластового давления продуктивного пласта, толщины и свойств покрышки продуктивного пласта для определения максимально допустимого давления закачки теплоносителя. Осуществляют регулируемую закачку пара в обе скважины через колонны НКТ. Проводят в добывающей скважине геофизические исследования по определению распределения давления и температуры по стволу. Размещают в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с насосом и датчиками температуры и давления. Устанавливают постоянный режим работы пары скважин изменением подачи пара через нагнетательную скважину и изменением частоты работы насоса при температуре жидкости на входе насоса не выше максимально допустимой по условиям работы насоса. В процессе эксплуатации осуществляют периодические измерения пластового давления через контрольные скважины. При падении пластового давления более 30% от начального в течение 2-5 месяцев (определено эмпирическим путем, чем толще пласт, тем больше времени нужно для восстановления) производят остановку отбора жидкости из добывающей скважины с одновременной форсированной закачкой пара в нагнетательную скважину с давлением, при котором не происходит разрыва покрышки продуктивного пласта. После чего скважины возвращают к постоянному режиму отбора продукции через добывающую скважину и закачки пара через нагнетательную скважину.The method of operating a pair of wells for the production of high-viscosity oil includes the construction of an injection well and a production well located below and parallel to the injection well within the productive formation. The tubing strings are lowered into both wells. Control wells are selected from the wells that have opened the productive layer, which are equipped with pressure sensors. Before the wells start operating, the reservoir pressure of the reservoir, the thickness and properties of the reservoir seal are studied to determine the maximum allowable injection pressure of the coolant. Controlled steam injection is carried out into both wells through the tubing strings. Geophysical surveys are carried out in the producing well to determine the distribution of pressure and temperature along the wellbore. A fiber-optic cable and tubing with a pump and temperature and pressure sensors are placed in the production well. A constant mode of operation of a pair of wells is established by changing the steam supply through the injection well and changing the frequency of pump operation at a liquid temperature at the pump inlet not higher than the maximum permissible according to the operating conditions of the pump. During operation, periodic measurements of reservoir pressure are carried out through control wells. When the reservoir pressure drops more than 30% of the initial one within 2-5 months (determined empirically, the thicker the reservoir, the more time it takes to recover), the fluid withdrawal from the production well is stopped with simultaneous forced injection of steam into the injection well with pressure, at which does not rupture the top of the reservoir. Then the wells are returned to a constant mode of product withdrawal through the production well and steam injection through the injection well.
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
Эксплуатируют пару скважин на залежи высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения. Вязкость нефти составляет 27350⋅10-6 м2/с (при 8°С).A couple of wells are being operated on the high-viscosity oil deposits of the Ashalchinskoye field. The viscosity of oil is 27350⋅10 -6 m 2 / s (at 8 ° C).
На участке продуктивного пласта 1 пробурена пара горизонтальных скважин. Добывающая скважина с горизонтальным стволом длиной 471 м на глубине 131 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм, забой скважины на глубине 729 м. Горизонтальный ствол добывающей скважины обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром диаметром 168 мм. Нагнетательная скважина с горизонтальным стволом длиной 487 м на глубине 126 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм, забой скважины на глубине 742 м. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины обсажен щелевым фильтром диаметром 168 мм. Среднее расстояние по вертикали между скважинами составило h=5 м. В обеих скважинах проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, температуры и начального давления пласта, которое составило 4,4 атм. Проводят исследования пластового давления продуктивного пласта, толщины и свойств покрышки продуктивного пласта для определения максимально допустимого давления закачки теплоносителя, которое составило 18 атм. С устья нагнетательной скважины спускают две колонны НКТ. В нагнетательной скважине конец первой колонны НКТ диаметром 60 мм спускают в эксплуатационную колонну до фильтра, конец второй колонны НКТ диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола. В добывающую скважину спускают одну колонну НКТ диаметром 89 мм в центральную зону фильтра. Из вскрывших продуктивный пласт близлежащих скважин выбирают контрольные, которые оснащают датчиками давления. Далее осуществляют освоение скважин закачкой пара объемом 4100 тонн в нагнетательную скважину и 3020 тонн в добывающую скважину, после чего останавливают закачку пара и выдерживают пару скважин для термокапиллярной пропитки и остывания забоя добывающей скважин в течение 19 суток. Далее в добывающей скважине проводят геофизические исследования с целью определения распределения давления и температуры по стволу и 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. 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, с дебитом по нефти 15 т/сут. Замеряют температуру на входе электроцентробежного насоса. Допустимая температура на приеме данного электроцентробежного насоса составляет 128,6°С. Добиваются постоянного режима работы электроцентробежного насоса с необходимым расходом для поддержания температуры жидкости на приеме электроцентробежного насоса близкой, но не более 128,6°С. Периодически через контрольный фонд скважин данного продуктивного пласта осуществляют измерения пластового давления через контрольные скважины. После 6 лет эксплуатации пластовое давление падает до 2,8 атм, при этом начинает подниматься значения температуры по данным термограмм, замеряемых оптоволоконным кабелем вдоль горизонтального ствола добывающей скважины, что приводит к срыву работы насоса из-за перегрева, необходимости снижать закачку пара, в свою очередь приводит к дальнейшему снижению пластового давления и падению уровня жидкости в скважине и, соответственно, продуктивности работы скважины.A pair of horizontal wells were drilled in the area of reservoir 1. A production well with a horizontal borehole 471 m long at a depth of 131 m was drilled with a bit 244.5 mm in diameter, the bottom of the well at a depth of 729 m. The horizontal production well bore is cased with a casing with slots - a slotted screen with a diameter of 168 mm. An injection well with a horizontal borehole 487 m long at a depth of 126 m was drilled with a 244.5 mm bit, the bottom of the well at a depth of 742 m. The horizontal injection well bore was cased with a 168 mm diameter slotted screen. The average vertical distance between the wells was h = 5 m. In both wells, geophysical studies are carried out to determine the oil saturation along the horizontal wellbore, the temperature and the initial formation pressure, which was 4.4 atm. The study of reservoir pressure of the productive reservoir, the thickness and properties of the reservoir seal is carried out to determine the maximum allowable injection pressure of the coolant, which was 18 atm. Two tubing strings are run from the injection wellhead. In the injection well, the end of the first tubing string with a diameter of 60 mm is lowered into the production string before the filter, the end of the second tubing string with a diameter of 89 mm is lowered into the second half of the horizontal wellbore. One string of tubing with a diameter of 89 mm is lowered into the production well into the central zone of the filter. Control wells are selected from nearby wells that have penetrated the productive formation, which are equipped with pressure sensors. Next, wells are completed by injection of 4100 tons of steam into an injection well and 3020 tons into a production well, after which steam injection is stopped and a couple of wells are held for thermocapillary impregnation and cooling of the bottom of the production wells for 19 days. Further, in the production well, geophysical surveys are carried out in order to determine the distribution of pressure and temperature along the wellbore, and a fiber-optic cable and a tubing string with an ETSN5A-160-300 electric centrifugal pump are placed. 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. Steam is injected at a rate of 60 t / day into 89 mm tubing and 25 t / day in a 60 mm tubing through an injection well, and reservoir products are withdrawn from a production well with an electric centrifugal pump with a withdrawal rate of 110 t / day, with an oil flow rate of 15 t / days Measure the temperature at the inlet of the electric centrifugal pump. The permissible intake temperature of this electric centrifugal pump is 128.6 ° C. Achieve a constant operating mode of the electric centrifugal pump with the required flow rate to maintain the liquid temperature at the intake of the electric centrifugal pump close, but not more than 128.6 ° C. Periodically, through the control well stock of this productive formation, reservoir pressure measurements are carried out through control wells. After 6 years of operation, reservoir pressure drops to 2.8 atm, while temperature values begin to rise according to thermograms measured by a fiber-optic cable along the horizontal wellbore, which leads to pump failure due to overheating, the need to reduce steam injection into its own turn leads to a further decrease in reservoir pressure and a drop in the fluid level in the well and, accordingly, the productivity of the well.
Для восстановления пластового давления остановили отбор жидкости через добывающую скважину и запустили закачку пара с максимально допустимым давлением закачки на устье нагнетательной скважины - 18 атм. В течение 5 месяцев осуществляли закачку пара с суточным расходом около 160 т/сут, после чего пластовое давление достигло значения 4 атм. Далее запустили на отбор добывающую скважину в прежнем режиме 110 т/сут, и закачку в нагнетательную снизили до 85-90 т/сут. По результатам работы скважин в течение следующего года отмечалось восстановление прежней продуктивности, значения термограмм вдоль добывающей скважины отмечались на прежних значениях около 80-90°С, дебит по нефти через 3 месяца постепенно достиг значения 13-15 т/сут.To restore reservoir pressure, fluid withdrawal through the production well was stopped and steam injection was started with the maximum allowable injection pressure at the injection wellhead - 18 atm. For 5 months, steam was injected with a daily flow rate of about 160 tons / day, after which the reservoir pressure reached 4 atm. Then, a production well was launched for withdrawal in the previous mode of 110 tons / day, and the injection into the injection well was reduced to 85-90 tons / day. According to the results of the wells operation during the next year, the former productivity was restored, the values of the thermograms along the production well were noted at the previous values of about 80-90 ° C, the oil flow rate after 3 months gradually reached 13-15 tons / day.
Предлагаемый способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти позволяет повысить и стабилизировать пластовое давление на уровне необходимом для поддержания паровой камеры над стволом добывающей скважины и сохранить продуктивность работы пары скважин с постоянным расходом закачки пара через нагнетательную скважину и отбора жидкости через добывающую.The proposed method of operating a pair of wells for the production of high-viscosity oil makes it possible to increase and stabilize the reservoir pressure at the level necessary to maintain the steam chamber above the production wellbore and to maintain the productivity of a pair of wells with a constant steam injection rate through the injection well and fluid withdrawal through the production well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019136419A RU2744609C1 (en) | 2019-11-12 | 2019-11-12 | Method for operating a pair of wells for producing high-viscosity oil |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019136419A RU2744609C1 (en) | 2019-11-12 | 2019-11-12 | Method for operating a pair of wells for producing high-viscosity oil |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2744609C1 true RU2744609C1 (en) | 2021-03-11 |
Family
ID=74874518
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019136419A RU2744609C1 (en) | 2019-11-12 | 2019-11-12 | Method for operating a pair of wells for producing high-viscosity oil |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2744609C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2806969C1 (en) * | 2023-05-05 | 2023-11-08 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for operating pair of wells producing high-viscosity oil |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2379495C1 (en) * | 2008-09-19 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil field thermal treatment and equipment for its execution |
| WO2010062208A1 (en) * | 2008-11-28 | 2010-06-03 | Schlumberger Canada Limited | Method for estimation of sagd process characteristics |
| 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 |
| RU2663528C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil |
| RU2678739C1 (en) * | 2018-03-22 | 2019-01-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
-
2019
- 2019-11-12 RU RU2019136419A patent/RU2744609C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2379495C1 (en) * | 2008-09-19 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil field thermal treatment and equipment for its execution |
| WO2010062208A1 (en) * | 2008-11-28 | 2010-06-03 | Schlumberger Canada Limited | Method for estimation of sagd process characteristics |
| 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 |
| RU2663528C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil |
| RU2678739C1 (en) * | 2018-03-22 | 2019-01-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2806969C1 (en) * | 2023-05-05 | 2023-11-08 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for operating pair of wells producing high-viscosity oil |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2675160C (en) | Method of heavy oil production | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2455475C1 (en) | Method of development of high-viscosity oil fields with strata of small thickness by way of cyclic injection of solvent and steam into single inclined wells | |
| RU2584437C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2305762C1 (en) | Method for viscous oil or bitumen deposit field development | |
| RU2663528C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2663527C1 (en) | Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2578137C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit | |
| RU2678738C1 (en) | Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method | |
| RU2543848C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with controlled product extraction from horizontal wells | |
| RU2744609C1 (en) | Method for operating a pair of wells for producing high-viscosity oil | |
| US11933149B2 (en) | Fluid flow control in a hydrocarbon recovery operation | |
| RU2643056C1 (en) | Method for development of pools of superheavy oil or natural bitumen | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2724707C1 (en) | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil | |
| RU2610966C1 (en) | Highly viscous oil or bitumen field development method | |
| RU2690586C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| 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 | |
| RU2806969C1 (en) | Method for operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2733251C1 (en) | Method of operation of pair of wells producing high-viscosity oil, with injection stop | |
| RU2693055C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2806972C1 (en) | Method of operating paired wells producing high-viscosity oil | |
| RU2803327C1 (en) | Method for operating a pair of wells producing high-viscosity oil |