RU2841435C1 - Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil - Google Patents
Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil Download PDFInfo
- Publication number
- RU2841435C1 RU2841435C1 RU2024137621A RU2024137621A RU2841435C1 RU 2841435 C1 RU2841435 C1 RU 2841435C1 RU 2024137621 A RU2024137621 A RU 2024137621A RU 2024137621 A RU2024137621 A RU 2024137621A RU 2841435 C1 RU2841435 C1 RU 2841435C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- horizontal
- injection
- wells
- well
- production
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.The invention relates to the oil production industry and can be used in the development of deposits of highly viscous and bitumen oil.
При применении существующей технологии разработки пары горизонтальных скважин SAGD основной прогрев происходит в пяточной зоне горизонтальной скважины (вследствие меньших потерь тепла) из-за чего происходит выход из строя электроцентробежного насоса, срыв подачи жидкости, прорыв пара из паровой камеры. При этом прогрев "носочной" части скважины происходит в меньшей степени и это ведет к неравномерной выработки пласта и не достижению коэффициента извлечения нефти (КИН).When using the existing technology for developing a pair of horizontal wells SAGD, the main heating occurs in the heel zone of the horizontal well (due to lower heat losses), which causes the electric centrifugal pump to fail, the fluid supply to fail, and steam to break through from the steam chamber. At the same time, the heating of the "toe" part of the well occurs to a lesser extent, which leads to uneven formation production and failure to achieve the oil recovery factor (ORF).
Известен способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, (патент RU №2663528, МПК Е21В 43/24, опубл. 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, при этом 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.A method for operating a pair of wells producing high-viscosity oil is known (RU patent No. 2663528, IPC E21B 43/24, published on 07.08.2018), including the construction of an injection well and a production well located below and parallel to the injection well, lowering two columns of oil well tubing of different diameters into the injection well with the ends located at different intervals of the horizontal wellbore, placing a fiber optic cable and oil well tubing 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 in the production well, adjustable steam injection into the injection well through oil well tubing columns of different diameters, conducting thermobaric measurements in the production well and using a fiber optic cable to identify a zone of the horizontal wellbore with different temperatures, determining in one from the identified zones of the interval with a change in the angle of curvature of no more than 2 degrees per 10 m, in which an electric centrifugal pump is placed, while changing the steam supply through the injection well and the operation of the electric centrifugal pump, the operating mode of the pair of wells is established, and at a liquid temperature at the inlet equal to the maximum permissible under the operating conditions of the electric centrifugal pump, a constant operating mode is maintained, while geophysical studies are carried out in the horizontal wellbore of the injection well to determine the oil saturation along the horizontal wellbore, after which two tubing columns are placed in the injection well, with the end of the column of smaller diameter at the beginning of the horizontal wellbore, and the end of the column of larger diameter in the zone with oil saturation of more than 60%, by means of geophysical studies in the horizontal wellbore of the production well for installing the pump, a transition zone with a temperature between greater and lesser heating is identified, the electric centrifugal pump is placed in this transition zone, and when the liquid temperature decreases below the maximum permissible at the pump inlet, the steam injection through the injection well, and when the temperature at the pump inlet increases, the steam injection through the injection well is reduced and/or the pump is switched to periodic operation mode.
Недостатками известного способа являются снижение стабильности и/или выход из строя электропогружного насоса в случаях значительного выноса песка из породы, достижения предельной температуры работоспособности на приеме насоса, выход из строя оптоволоконного кабеля вследствие перегрева, а также неравномерность прогрева и создания паровой камеры вследствие наличия только двух точек нагнетания пара вдоль ствола нагнетательной скважины.The disadvantages of the known method are reduced stability and/or failure of the electric submersible pump in cases of significant sand removal from the rock, reaching the maximum operating temperature at the pump intake, failure of the fiber optic cable due to overheating, as well as uneven heating and creation of a steam chamber due to the presence of only two steam injection points along the injection wellbore.
Наиболее близким является способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, (патент RU №2695478, МПК Е21В 43/24, опубл. 23.07.2019), включающий строительство с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных стволах добывающей скважины и нагнетательной скважины, расположенной ниже и параллельно добывающей скважины, проведение в горизонтальном стволе нагнетательной скважины геофизических исследований по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, размещение в нагнетательной скважине двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ, при этом конец колонны НКТ меньшего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, а конец колонны НКТ большего диаметра в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, а посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, из которой осуществляют отбор электроцентробежным насосом, 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, перед спуском в нагнетательную скважину в колонне НКТ большего диаметра оснащают одну или несколько муфт одним или двумя отверстиями, располагаемыми по периметру равномерно, отверстия во время спуска размещают в районе середины фильтровой части для создания дополнительной точки или нескольких точек закачки пара для равномерного прогрева вдоль всего горизонтального ствола скважины и большего охвата пласта, при этом муфты с 2-мя отверстиями используют при объеме закачки пара не менее 120 т/сут в НКТ большего диаметра, причем при длине фильтровой части менее 500 м спускают одну муфту с отверстием или 2-мя отверстиями примерно 6 мм, при длине 500-700 м спускают одну муфту с отверстием или 2-мя отверстиями примерно 8 мм, при длине фильтровой части более 700 м спускают 2 муфты с отверстием или 2-мя отверстиями 8 мм и расстоянием между данными муфтами не менее 100 м, в добывающую скважину спускают насос с хвостовиком, сообщенным с входом насоса, вход хвостовика размещают в переходной температурной зоне, а насос - за пределами фильтровой части горизонтального ствола добывающей скважины.The closest method is for operating a pair of wells producing high-viscosity oil (RU patent No. 2695478, IPC E21B 43/24, published on July 23, 2019), which includes constructing a production well and an injection well with filter sections in the corresponding horizontal wellbores located below and parallel to the production well, conducting geophysical studies in the horizontal wellbore of the injection well to determine the oil saturation along the horizontal wellbore, placing two columns of tubing pipes (TPP) in the injection well, while the end of the tubing column of a smaller diameter is placed at the beginning of the horizontal wellbore, and the end of the tubing column of a larger diameter in the zone with an oil saturation of more than 60%, controlled injection of steam into the injection well through tubing columns of different diameters, and by means of geophysical studies in the horizontal wellbore of the production well, a transition zone is identified with temperature between the greater and lesser heating, from which the extraction is carried out by an electric centrifugal pump, and when the liquid temperature decreases 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 increases, the steam injection through the injection well is reduced and/or the pump is switched to the periodic operating mode, before lowering into the injection well in the tubing column of a larger diameter, one or more couplings are equipped with one or two holes located evenly around the perimeter, the holes during lowering are placed in the area of the middle of the filter section to create an additional point or several points of steam injection for uniform heating along the entire horizontal wellbore and greater coverage of the formation, while couplings with 2 holes are used with a steam injection volume of at least 120 tons / day in tubing of a larger diameter, and with a filter section length of less than 500 m, one coupling with a hole or 2 holes of approximately 6 mm is lowered, with a length 500-700 m, one coupling with an opening or 2 openings of approximately 8 mm is lowered, with a filter section length of more than 700 m, 2 couplings with an opening or 2 openings of 8 mm are lowered and the distance between these couplings is not less than 100 m, a pump with a tail pipe connected to the pump inlet is lowered into the production well, the tail pipe inlet is placed in the transition temperature zone, and the pump is located outside the filter section of the horizontal shaft of the production well.
Недостатками являются высокая вероятность перегрева и выхода из строя насосного оборудования в связи с образованием зоны высокой температуры в пяточной части горизонтальных скважин, а также не достижение проектного коэффициента извлечения нефти (КИН) в связи с неравномерным прогревом ствола горизонтальной скважины. The disadvantages include a high probability of overheating and failure of pumping equipment due to the formation of a high temperature zone in the heel of horizontal wells, as well as failure to achieve the design oil recovery factor (ORF) due to uneven heating of the horizontal wellbore.
Техническим результатом является повышение эффективности способа за счет создания более растянутой по горизонтальному стволу скважин паровой камеры, вовлечения в разработку ранее не охваченных зон пласта, а также равномерный прогрев пласта и увеличение межремонтного периода насосного оборудования за счет поддержания оптимальной температуры в начале горизонтальных скважин.The technical result is an increase in the efficiency of the method due to the creation of a steam chamber that is more extended along the horizontal wellbore, the involvement of previously uncovered formation zones in the development, as well as uniform heating of the formation and an increase in the period between repairs of pumping equipment due to maintaining an optimal temperature at the beginning of horizontal wells.
Технический результат достигается способом эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающим строительство в продуктивном пласте горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, расположенной выше, проведение в горизонтальном стволе нагнетательной скважины геофизических исследований по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, размещение в нагнетательной скважине двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ, при этом конец колонны НКТ меньшего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, а конец колонны НКТ большего диаметра - в конце горизонтального ствола.The technical result is achieved by a method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil, including the construction of a horizontal production well and an injection well located above in a productive formation, conducting geophysical studies in the horizontal wellbore of the injection well to determine oil saturation along the horizontal wellbore, placing two columns of oil well tubing (OW) in the injection well, wherein the end of the OW string of smaller diameter is placed at the beginning of the horizontal wellbore, and the end of the OW string of larger diameter is placed at the end of the horizontal wellbore.
Новым является то, что предварительно выполняют построение геологической модели залежи, горизонтальный ствол нагнетательной скважины размещают на одной абсолютной отметке по всей длине скважины, а горизонтальный ствол добывающей скважины размещают по восходящей траектории, причем горизонтальные скважин размещают в продуктивном пласте с построением проектных траекторий горизонтальных скважин таким образом, чтобы расстояние по вертикали между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин в начале горизонтальных стволов составляло 7-9 м, а расстояние между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин в конце горизонтальных стволов рассчитывают по формуле: What is new is that a geological model of the reservoir is first constructed, the horizontal bore of the injection well is placed at one absolute elevation along the entire length of the well, and the horizontal bore of the production well is placed along an ascending trajectory, with horizontal wells being placed in the productive formation with the construction of design trajectories of horizontal wells in such a way that the vertical distance between the horizontal bores of the production and injection wells at the beginning of the horizontal bores is 7-9 m, and the distance between the horizontal bores of the production and injection wells at the end of the horizontal bores is calculated using the formula:
Lз= Lп·0,65,L z = L p ·0.65,
где Lз - расстояние между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин в конце стволов, м;where L z is the distance between the horizontal wellbores of the production and injection wells at the end of the wellbores, m;
Lп - расстояние между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин в начале стволов, м,L p - the distance between the horizontal wellbores of the production and injection wells at the beginning of the wellbores, m,
производят первоначальный прогрев нагнетательной и добывающей скважины закачкой пара в НКТ большего диаметра нагнетательной скважины и добывающую скважину в объеме 80 т/сут в течение двух месяцев, далее останавливают все скважины на термокапиллярную пропитку в течение 20 дней, после этого возобновляют закачку пара в НКТ большего диаметра нагнетательной скважины объемом 85-90 т/сут, а добывающую скважину переводят под отбор жидкости дебитом 80-120 т/сут, после достижения обводненности продукции выше 93 % производят смещение НКТ большего диаметра в среднюю часть ствола нагнетательной скважины и начинают закачивать пар по НКТ меньшего диаметра нагнетательной скважины.the injection and production wells are initially heated by pumping steam into the larger diameter tubing of the injection well and the production well at a rate of 80 tons/day for two months, then all wells are stopped for thermocapillary impregnation for 20 days, after which steam injection into the larger diameter tubing of the injection well is resumed at a rate of 85-90 tons/day, and the production well is transferred to liquid extraction at a flow rate of 80-120 tons/day, after the water cut of the product reaches above 93%, the larger diameter tubing is shifted to the middle part of the injection well bore and steam is pumped through the smaller diameter tubing of the injection well.
На фиг. изображена схема реализации способа.The figure shows a diagram of the method implementation.
Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство в продуктивном пласте 1 (см. фиг.) горизонтальной добывающей 2 скважины и нагнетательной 3 скважины, расположенной выше. Предварительно выполняют построение геологической модели залежи. Горизонтальной ствол 4 нагнетательной 3 скважины по всей его длине размещают на одной абсолютной отметке, а горизонтальный ствол 4 добывающей 2 скважины размещают по восходящей траектории к кровле (на фиг. не показано). Причем горизонтальные стволы 4 (см. фиг.) добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин размещают в продуктивном пласте 1 с построением проектных траекторий горизонтальных скважин таким образом, чтобы расстояние по вертикали между горизонтальными стволами 4 добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин в начале горизонтальных стволов составляло 7-9 м, причем это расстояние выбирают в зависимости от геологии и толщины продуктивного пласта, а расстояние между горизонтальными стволами 4 добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин в конце рассчитывают по формуле:The method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil includes the construction in the productive formation 1 (see Fig.) of a horizontal production 2 well and an injection 3 well located above. A geological model of the deposit is constructed in advance. The horizontal shaft 4 of the injection 3 well is placed along its entire length at one absolute elevation, and the horizontal shaft 4 of the production 2 well is placed along an ascending trajectory to the roof (not shown in the Fig.). Moreover, horizontal shafts 4 (see Fig.) of production 2 and injection 3 wells are placed in productive formation 1 with the construction of design trajectories of horizontal wells in such a way that the vertical distance between horizontal shafts 4 of production 2 and injection 3 wells at the beginning of horizontal shafts is 7-9 m, and this distance is selected depending on the geology and thickness of the productive formation, and the distance between horizontal shafts 4 of production 2 and injection 3 wells at the end is calculated using the formula:
Lз= Lп·0,65,L z = L p ·0.65,
где Lз – расстояние между горизонтальными стволами 4 добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин в конце стволов, м; where L z is the distance between the horizontal wellbores 4 of the production 2 and injection 3 wells at the end of the wellbores, m;
Lп - расстояние между горизонтальными стволами 4 добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин в начале стволов, м.L p is the distance between horizontal wellbores 4 of the production 2 and injection 3 wells at the beginning of the wellbores, m.
Данная зависимость получена на основе опыта разработки месторождений сверхвязкой нефти на территории РТ.This dependence was obtained on the basis of experience in developing deposits of super-viscous oil in the territory of the Republic of Tatarstan.
Проводят в горизонтальном стволе 4 нагнетательной 3 скважины геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола 4. Размещают в нагнетательной скважине 3 две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ (на фиг. не показано), при этом конец колонны НКТ меньшего диаметра размещают в начале горизонтального ствола 4 (см. фиг.), а конец колонны НКТ большего диаметра в конце горизонтального ствола 4 нагнетательной 3 скважины. Geophysical studies are carried out in horizontal wellbore 4 of injection well 3 to determine oil saturation along horizontal wellbore 4. Two columns of oil well tubing (OW) are placed in injection well 3 (not shown in the Fig.), with the end of the OW string of smaller diameter placed at the beginning of horizontal wellbore 4 (see Fig.), and the end of the OW string of larger diameter at the end of horizontal wellbore 4 of injection well 3.
Производят первоначальный прогрев нагнетательной 3 и добывающей 2 скважин закачкой пара в НКТ большего диаметра нагнетательной 3 скважины и закачкой пара в добывающую 2 скважину в объеме 80 т/сут в обе скважины в течение двух месяцев. Далее останавливают закачку пара и проводят термокапиллярную пропитку в течение 20 дней. После этого возобновляют закачку пара в НКТ большего диаметра нагнетательной 3 скважины объемом 85-90 т/сут, а добывающую 2 скважину переводят под отбор жидкости дебитом 80-120 т/сут. После достижения обводненности продукции скважины выше 93 % (что соответствует выработке запасов в конце горизонтального ствола 4 добывающей 2 скважины, в «носочной» зоне) производят смещение НКТ большего диаметра в среднюю часть горизонтального ствола 4 нагнетательной 3 скважины и начинают закачивать пар по НКТ меньшего диаметра нагнетательной 3 скважины.Initial heating of injection well 3 and production well 2 is performed by pumping steam into the larger diameter tubing of injection well 3 and by pumping steam into production well 2 in the amount of 80 tons/day in both wells for two months. Then steam injection is stopped and thermocapillary impregnation is performed for 20 days. After this, steam injection into the larger diameter tubing of injection well 3 is resumed in the amount of 85-90 tons/day, and production well 2 is converted to liquid extraction with a flow rate of 80-120 tons/day. After the water cut of the well production reaches above 93% (which corresponds to the development of reserves at the end of the horizontal wellbore 4 of the production well 2, in the “toe” zone), the tubing of a larger diameter is shifted to the middle part of the horizontal wellbore 4 of the injection well 3 and steam is pumped through the tubing of a smaller diameter of the injection well 3.
Предлагаемый способ повышает эффективность способа за счет создания более растянутой по горизонтальному стволу скважин паровой камеры, позволяет вовлечь в разработку ранее не охваченные зоны пласта, а также обеспечивает равномерный прогрев пласта. Способ позволяет увеличить межремонтный период скважин (для ремонта насосов) за счет поддержания оптимальной температуры в начале горизонтального ствола добывающей скважины, позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти за счет оптимального распространения паровой камеры и исключить прорыв паровой камеры в добывающую скважину в пяточной зоне. The proposed method increases the efficiency of the method by creating a steam chamber more extended along the horizontal wellbore, allows to involve previously uncovered formation zones in the development, and also ensures uniform heating of the formation. The method allows to increase the well overhaul period (for pump repair) by maintaining the optimum temperature at the beginning of the horizontal wellbore of the production well, allows to increase the oil recovery factor by optimal distribution of the steam chamber and to exclude a breakthrough of the steam chamber into the production well in the heel zone.
Пример практического примененияExample of practical application
На Михайловской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 170 м, представленной однородным пластом со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 10 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д. ед., пористостью 31 %, проницаемостью 2,847 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м3, вязкостью 13011 мПа·с, выполнили работы по построению геологической модели залежи. Разместили 3 пары горизонтальных скважин, определили расстояния между добывающими и нагнетательными горизонтальными скважинами. Длина первого горизонтального ствола нагнетательной скважины 620 м, второго - 640 м, третьего - 650 м.At the Mikhailovskaya deposit of super-viscous oil located at a depth of 170 m, represented by a homogeneous formation with an average effective oil-saturated thickness of 10 m, formation temperature of 8 °C, pressure of 0.44 MPa, oil saturation of 0.70 d. units, porosity of 31%, permeability of 2.847 μm 2 , bitumen density in formation conditions of 979 kg/m 3 , viscosity of 13011 mPa s, work was performed to construct a geological model of the deposit. Three pairs of horizontal wells were placed, distances between production and injection horizontal wells were determined. The length of the first horizontal borehole of the injection well is 620 m, the second - 640 m, the third - 650 m.
В первой паре скважин, расположенной в купольной части залежи, расстояние по вертикали между добывающей и нагнетательной скважинами в начале горизонтальных стволов составило 9 м, абсолютная отметка горизонтального ствола скважины в начале (в "пяточной" части) добывающей скважины составила – 43 м, в нагнетательной скважине – 52 м (на 9 м выше). Горизонтальный ствол нагнетательной скважины по всей длине расположили на абсолютной отметке 52 м. По формуле Lз= Lп·0,65 определили, что расстояние между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин в конце стволов составляет 5,9 м (5,9=9·0,65), далее определили, что абсолютная отметка в конце горизонтального ствола добывающей скважины составила – 46,1 м (52-5,9=46,1).In the first pair of wells located in the dome part of the deposit, the vertical distance between the production and injection wells at the beginning of the horizontal wellbores was 9 m, the absolute mark of the horizontal wellbore at the beginning (in the "heel" part) of the production well was 43 m, in the injection well - 52 m (9 m higher). The horizontal wellbore of the injection well along its entire length was located at an absolute mark of 52 m. According to the formula L z = L p · 0.65, it was determined that the distance between the horizontal wellbores of the production and injection wells at the end of the wellbores was 5.9 m (5.9 = 9 · 0.65), then it was determined that the absolute mark at the end of the horizontal wellbore of the production well was 46.1 m (52 - 5.9 = 46.1).
Во второй паре скважин, расположенных слева от центральной пары скважин, расстояние по вертикали между добывающей и нагнетательной скважинами в начале горизонтального ствола составило 7 м, абсолютная отметка горизонтального ствола добывающей скважины в начале составила – 43 м, в нагнетательной скважине – 50 м (на 7 м выше). Горизонтальный ствол нагнетательной скважины по всей длине расположили на абсолютной отметке 50 м. По формуле Lз= Lп·0,65 определили расстояние между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин в конце стволов, которое составляет 4,6 м (4,6=7·0,65). Затем определили, что абсолютная отметка в конце ствола добывающей скважины составила – 45,4 м (50-4,6=45,4). In the second pair of wells located to the left of the central pair of wells, the vertical distance between the production and injection wells at the beginning of the horizontal wellbore was 7 m, the absolute mark of the horizontal wellbore of the production well at the beginning was 43 m, in the injection well - 50 m (7 m higher). The horizontal wellbore of the injection well along its entire length was located at an absolute mark of 50 m. Using the formula L z = L p · 0.65, the distance between the horizontal wellbores of the production and injection wells at the end of the wellbores was determined to be 4.6 m (4.6 = 7 · 0.65). Then it was determined that the absolute mark at the end of the wellbore of the production well was 45.4 m (50 - 4.6 = 45.4).
В третьей паре скважин, расположенных справа от центральной пары скважин, расстояние по вертикали между добывающей и нагнетательной скважинами в начале горизонтальных стволов составило 7,5 м, абсолютная отметка горизонтального ствола добывающей скважины в начале составила – 43 м, в нагнетательной скважине – 50,5 м (на 7,5 м выше). Горизонтальный ствол нагнетательной скважины по всей длине расположили на абсолютной отметке 50,5 м. По формуле Lз= Lп·0,65 определили расстояние между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин в конце стволов, которое составляет 4,9 м (4,9=7,5·0,65), затем определили, что абсолютная отметка в конце горизонтального ствола добывающей скважины составила – 45,6 м (50,5-4,9=45,6). In the third pair of wells located to the right of the central pair of wells, the vertical distance between the production and injection wells at the beginning of the horizontal wellbores was 7.5 m, the absolute mark of the horizontal wellbore of the production well at the beginning was 43 m, in the injection well - 50.5 m (7.5 m higher). The horizontal wellbore of the injection well along its entire length was located at an absolute mark of 50.5 m. Using the formula L z = L p · 0.65, the distance between the horizontal wellbores of the production and injection wells at the end of the wellbores was determined to be 4.9 m (4.9 = 7.5 · 0.65), then it was determined that the absolute mark at the end of the horizontal wellbore of the production well was 45.6 m (50.5 - 4.9 = 45.6).
Во всех нагнетательных скважинах разместили две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, при этом конец колонны НКТ меньшего диаметра разместили в начале горизонтальных стволов, а конец колонны НКТ большего диаметра в конце горизонтальных стволов (на расстоянии 100 м от забоя). Отрегулировали закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ, а посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявили переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, из которой осуществляли отбор электроцентробежным насосом. Произвели прогрев пласта закачкой теплоносителя через нагнетательную и добывающие скважины расходом в обе скважины по 80 т/сут в течение 2 месяцев. Далее остановили закачку на термокапиллярную пропитку на протяжении 20 дней. После 20 дней запустили добывающие скважины на отбор продукции за счет парогравитационного дренажа на первой паре скважин дебитом 120 т/сут по жидкости, в верхнюю нагнетательную скважину продолжили постоянную закачку пара расходом 90 т/сут, во второй паре скважин отбор дебитом 80 т/сут по жидкости, в верхнюю нагнетательную скважину продолжили постоянную закачку пара расходом 85 т/сут, в третьей паре скважин отбор дебитом 95 т/сут по жидкости, в верхнюю нагнетательную скважину продолжили постоянную закачку пара расходом 88 т/сут.In all injection wells, two columns of oil well tubing were placed, with the end of the oil well tubing column of smaller diameter placed at the beginning of horizontal wells, and the end of the oil well tubing column of larger diameter at the end of horizontal wells (at a distance of 100 m from the bottomhole). Steam injection into the injection well through the oil well tubing columns was adjusted, and geophysical surveys in the horizontal wellbore of the production well revealed a transition zone with a temperature between higher and lower heating, from which extraction was carried out by an electric centrifugal pump. The formation was heated by pumping the heat carrier through the injection and production wells at a rate of 80 tons/day in both wells for 2 months. Then, injection was stopped for thermocapillary impregnation for 20 days. After 20 days, production wells were launched to extract products using steam-assisted gravity drainage at the first pair of wells with a flow rate of 120 tons/day of liquid, continuous steam injection at a rate of 90 tons/day was continued into the upper injection well, in the second pair of wells, extraction at a flow rate of 80 tons/day of liquid, continuous steam injection at a rate of 85 tons/day was continued into the upper injection well, in the third pair of wells, extraction at a flow rate of 95 tons/day of liquid, continuous steam injection at a rate of 88 tons/day was continued into the upper injection well.
При этом разработку вели с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательную скважину и отбора жидкости из добывающей скважины с контролем температуры добываемой жидкости. Через 36 месяцев произошло увеличение обводненности продукции до 96 % во второй паре скважин, расположенной слева от центральной пары скважин, через 41 месяц произошло увеличение обводненности продукции до 98 % в третьей паре скважин, расположенной справа от центральной пары скважин, через 49 месяц произошло увеличение обводненности продукции до 93 % в первой паре скважин, расположенной в центральной паре. В результате приняли решение о смещении НКТ большего диаметра в среднюю часть нагнетательной скважины с возобновлением закачки пара в НКТ большего диаметра и начали вести закачку в НКТ меньшего диаметра. В первой паре скважин сместили на 250 м от конца скважины, во второй - на 270 м от конца скважины, в третьей паре – на 295 м от конца скважины. Произвели геофизические исследования в горизонтальном стволе добывающей скважины, выявили переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом и разместили в этой зоне электроцентробежный насос. In this case, the development was carried out with regulation of the current size of the steam chamber by changing the volumes of coolant injection into the injection well and liquid withdrawal from the production well with control of the temperature of the produced liquid. After 36 months, the water cut of the product increased to 96% in the second pair of wells located to the left of the central pair of wells, after 41 months, the water cut of the product increased to 98% in the third pair of wells located to the right of the central pair of wells, after 49 months, the water cut of the product increased to 93% in the first pair of wells located in the central pair. As a result, a decision was made to shift the tubing of a larger diameter to the middle part of the injection well with the resumption of steam injection into the tubing of a larger diameter and began to pump into the tubing of a smaller diameter. In the first pair of wells, they were shifted by 250 m from the end of the well, in the second - by 270 m from the end of the well, in the third pair - by 295 m from the end of the well. Geophysical studies were carried out in the horizontal wellbore of the production well, a transition zone with a temperature between higher and lower heating was identified, and an electric centrifugal pump was placed in this zone.
Данный способ позволил увеличить межремонтный период ЭЦН за счет поддержания оптимальной температуры в "пяточной" зоне добывающей скважины на 3 года, увеличить коэффициент извлечения нефти на 5 % за счет оптимального распространения паровой камеры и исключить прорыв паровой камеры в добывающую скважину в пяточной зоне.This method made it possible to increase the inter-repair period of the ESP by maintaining the optimal temperature in the heel zone of the production well by 3 years, to increase the oil recovery factor by 5% due to the optimal distribution of the steam chamber and to eliminate the breakthrough of the steam chamber into the production well in the heel zone.
Claims (5)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2841435C1 true RU2841435C1 (en) | 2025-06-06 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2010062208A1 (en) * | 2008-11-28 | 2010-06-03 | Schlumberger Canada Limited | Method for estimation of sagd process characteristics |
| RU2663527C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil |
| RU2663627C1 (en) * | 2017-07-06 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
| RU2695478C1 (en) * | 2018-11-01 | 2019-07-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil |
| RU2724692C1 (en) * | 2019-10-16 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil |
| RU2724707C1 (en) * | 2020-01-14 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2010062208A1 (en) * | 2008-11-28 | 2010-06-03 | Schlumberger Canada Limited | Method for estimation of sagd process characteristics |
| RU2663627C1 (en) * | 2017-07-06 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
| RU2663527C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil |
| RU2695478C1 (en) * | 2018-11-01 | 2019-07-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil |
| RU2724692C1 (en) * | 2019-10-16 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil |
| RU2724707C1 (en) * | 2020-01-14 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| CN102747997B (en) | Production method of steam-assisted gravity drainage in heavy oil reservoirs later converted to fire flooding | |
| RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2663528C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2287679C1 (en) | Method for extracting deposit of high viscosity oil or bitumen | |
| RU2339808C1 (en) | Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit | |
| RU103845U1 (en) | DEVICE FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OIL OR BITUMEN | |
| RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
| RU2841435C1 (en) | Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2004126073A (en) | METHOD FOR DEVELOPING DEPOSITS OF BITUMEN AND HIGH VISCOUS OILS AND THE COMPLEX SYSTEM OF EQUIPMENT, THEIR EQUIPMENT FOR ITS IMPLEMENTATION (OPTIONS) | |
| RU2555163C1 (en) | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells | |
| RU2713277C1 (en) | Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2791828C1 (en) | Method for producing high-viscosity oil using a pair of wells | |
| RU2690588C2 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2525891C1 (en) | Device for development of super thick oil pool | |
| RU2483204C1 (en) | Device for development of deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2803327C1 (en) | Method for operating a pair of wells producing high-viscosity oil | |
| CA2963459A1 (en) | The method of thermal reservoir stimulation | |
| RU2725415C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit using paired horizontal wells | |
| RU2400620C1 (en) | Development method of high-viscosity oil field at thermal steam action on formation | |
| RU2795283C1 (en) | Method for developing superviscous oil deposits | |
| RU2623407C1 (en) | Method of bitumen field development | |
| RU2840637C1 (en) | Method of ultraviscous oil deposit development |