RU2599653C1 - Well operation method - Google Patents

Well operation method Download PDF

Info

Publication number
RU2599653C1
RU2599653C1 RU2015139108/03A RU2015139108A RU2599653C1 RU 2599653 C1 RU2599653 C1 RU 2599653C1 RU 2015139108/03 A RU2015139108/03 A RU 2015139108/03A RU 2015139108 A RU2015139108 A RU 2015139108A RU 2599653 C1 RU2599653 C1 RU 2599653C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
heater
tubing string
well
sucker rod
cable
Prior art date
Application number
RU2015139108/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Ильгизар Хасимович Махмутов
Олег Вячеславович Салимов
Радик Зяузятович Зиятдинов
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 RU2015139108/03A priority Critical patent/RU2599653C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2599653C1 publication Critical patent/RU2599653C1/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
    • E21B43/2401—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection by means of electricity
    • 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
    • E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
    • E21B36/006—Combined heating and pumping means
    • 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
    • E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
    • E21B36/04—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using electrical heaters

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)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to oil industry and can be used in operation of well for extraction of viscous oil emulsion. Method of well operation includes equipment of well tubing string (TS) with bottom-hole pump, filter, cable and capillary pipeline. Electric current is supplied via cable and a solvent and asphaltene-resin-paraffin deposits - ARPD, via capillary pipeline. Method comprises simultaneous recovery of products via tubing string by sucker rod pump. At wellhead in tubing string from below upwards is arranged: plug, heater, filter, bottom-hole pump. Cable is connected with heater, and on external surface of tubing string is secured by clamps cable to heater and capillary pipeline from wellhead to depth of above sucker rod pump with input into inner cavity of tubing string. Tubing string is placed in well so that heater is located from middle of formation to its bottom. For 24 hours before starting drive of sucker rod pump, heater is put into operation. Operating temperature of heater is not higher than 40 °C. After 24 hours is performed step-by-step operation of well bottom-hole pump drive starting with minimum number of swings and maximum stroke and with periodical stepped increase of temperature of heater at 20 °C, starting with temperature of 50 to 90 °C, and solvent supply with pump dosaging device via capillary pipeline with stepped reduction of solvent feeding at 5 l/h, starting from supply of 15-5 l/h, at each stage of operation under condition of achieving maximum volume of product.
EFFECT: higher efficiency of heating bottom-hole zone.
1 cl, 1 dwg, 1 tbl

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию.The invention relates to the oil industry and may find application in the operation of a well producing a viscous oil emulsion.

Известен способ эксплуатации скважины (патент РФ №2379495, МПК E21B 43/24, опубл. 20.01.2010 г., бюл. №2), включающий спуск скважинного электронагревателя на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в интервал нефтяного пласта с последующим разогревом и добычей разогретой продукции из скважины, причем добычу разогретой продукции скважины ведут с периодической закачкой разогретой продукции скважины обратно в нефтяной пласт, при этом объем и давление закачки разогретой продукции и соответственно глубину проникновения разогретой продукции в нефтяной пласт с каждым периодом увеличивают до достижения максимально допустимого давления закачки продукции в нефтяной пласт, причем в каждом из периодов объем закачки разогретой продукции обратно в нефтяной пласт в несколько раз меньше объема добытой разогретой продукции из скважины.A well-known method of operating a well (RF patent No. 2379495, IPC E21B 43/24, published on January 20, 2010, bull. No. 2), including the descent of a downhole electric heater on a string of tubing into the interval of the oil reservoir with subsequent heating and production of heated products from the well, and the production of heated products of the well is carried out with periodic injection of the heated products of the well back into the oil reservoir, while the volume and pressure of the injection of heated products and, accordingly, the depth of penetration of the heated products into the oil well with each period, the flast is increased until the maximum permissible pressure of product injection into the oil reservoir is achieved, and in each of the periods, the volume of injection of heated products back into the oil reservoir is several times less than the volume of extracted heated products from the well.

Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:

- во-первых, из-за выделения асфальтеносмолопарафиновых веществ из высоковязкой нефти и отложений водонефтяной эмульсии на внутрискважинном оборудовании выше насоса вследствие остывания высоковязкой нефти, разогретой электронагревателем в процессе подъема по колонне НКТ, повышается нагрузка на привод насоса, что приводит к его зависанию;- firstly, due to the release of asphaltene-tar-paraffin substances from high-viscosity oil and deposits of oil-water emulsion on the downhole equipment above the pump due to cooling of the high-viscosity oil heated by the electric heater during the ascent along the tubing string, the load on the pump drive increases, which leads to its freezing;

- во-вторых, высокие тепловые потери вследствие того, что штанговый насос расположен выше пакера, отсюда резкий уход тепла в надпакерное пространство скважины до достижения разогретой высоковязкой нефтью приема насоса;- secondly, high heat losses due to the fact that the sucker rod pump is located above the packer, hence the sharp heat loss to the above-packer space of the well until the pump intake is reached by the highly viscous oil;

- в-третьих, низкая эффективность, так как часть добытой разогретой продукции из скважины закачивается обратно в пласт, кольматируя призабойную зону пласта в процессе обратной закачки. Кроме того, на устье необходимо иметь устройство подогрева уже поднятой на поверхность высоковязкой нефти, иначе остывшую в процессе подъема высоковязкую нефть невозможно будет продавить обратно в пласт. Все это снижает темп отбора продукции из пласта.- thirdly, low efficiency, since part of the extracted pre-heated products from the well is pumped back into the formation, clogging the bottom-hole zone of the formation during the reverse injection process. In addition, at the mouth it is necessary to have a device for heating highly viscous oil that has already been raised to the surface, otherwise it will be impossible to push high viscosity oil that has cooled down during the lifting process back into the reservoir. All this reduces the rate of selection of products from the reservoir.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ эксплуатации скважины (патент РФ №2550776, МПК E21B 43/24, опубл. 10.05.2015 г., бюл. №13), включающий скважину, оборудованную колонной НКТ с штанговым глубинным насосом, хвостовиком с фильтром, нагревательным кабелем на наружной поверхности колонны НКТ от устья до штангового глубинного насоса, капиллярным скважинным трубопроводом на наружной поверхности колонны НКТ от устья до глубины ниже штангового глубинного насоса с входом во внутреннюю полость хвостовика. При эксплуатации скважины одновременно отбирают пластовую продукцию по колонне НКТ посредством штангового глубинного насоса, по нагревательному кабелю пропускают электрический ток, а по капиллярному скважинному трубопроводу прокачивают смесь растворителя асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) «Интат» и деэмульгатора «Рекод», при этом соотношение деэмульгатора и растворителя принимают (1:18)-(1:22), а в качестве нагревательного кабеля используют кабель с максимальной температурой нагрева до 105°С и максимальной мощностью до 60 кВт·ч. Недостатками способа являются:The closest in technical essence and the achieved result is a method of operating a well (RF patent No. 2550776, IPC E21B 43/24, publ. 05/10/2015, bull. No. 13), including a well equipped with a tubing string with a sucker rod pump, a liner with a filter, a heating cable on the outer surface of the tubing string from the mouth to the sucker rod pump, a capillary downhole pipe on the outer surface of the tubing string from the mouth to a depth below the sucker rod pump with an entrance to the inner cavity of the liner. During well operation, formation products are simultaneously taken along the tubing string using a sucker rod pump, electric current is passed through the heating cable, and a mixture of Intat asphaltene-resin-paraffin deposits (ASPO) and Rekod demulsifier is pumped through the capillary well pipe, and the ratio of demulsifier to demulsifier receive (1:18) - (1:22), and a cable with a maximum heating temperature of up to 105 ° C and a maximum power of up to 60 kWh is used as a heating cable. The disadvantages of the method are:

- во-первых, низкая эффективность реализации, обусловленная практическим отсутствием прогревания призабойной зоны пласта, вследствие размещения нагревательного кабеля на наружной поверхности колонны НКТ от устья только до штангового глубинного насоса, что приводит к высокому расходу растворителя АСПО, подаваемого во внутреннюю полость хвостовика;- firstly, low implementation efficiency due to the practical absence of heating of the bottom-hole zone of the formation, due to the placement of the heating cable on the outer surface of the tubing string from the mouth only to the sucker rod pump, which leads to a high consumption of ASPA solvent supplied to the inner cavity of the liner;

- во-вторых, увеличение разрыва между максимальной и минимальной нагрузками на привод, повышение нагрузки на привод, поэтому невозможно вывести скважину на оптимальный режим эксплуатации путем подбора температуры нагревателя (добычу вязкой нефтяной эмульсии) вследствие очень слабого теплового воздействия нагревающего кабеля на призабойную зону пласта, что приводит к снижению объема отбора продукции из скважины;- secondly, increasing the gap between the maximum and minimum loads on the drive, increasing the load on the drive, therefore, it is impossible to bring the well to the optimal operating mode by selecting the temperature of the heater (production of viscous oil emulsion) due to the very weak thermal effect of the heating cable on the bottomhole formation zone, which leads to a decrease in the volume of production from the well;

- в-третьих, высокие затраты электроэнергии, потребляемой нагревающим кабелем, в качестве которого используют кабель с максимальной температурой нагрева до 105°С и максимальной мощностью до 60 кВт·ч, размещенным по всему стволу скважины, и электродвигателем привода (станка-качалки) штангового глубинного насоса, работающего в тяжелых условиях вследствие зависания привода.- thirdly, the high cost of electricity consumed by the heating cable, which is used as a cable with a maximum heating temperature of up to 105 ° C and a maximum power of up to 60 kW · h, located throughout the wellbore, and a rod drive motor (rocking machine) a deep-well pump operating under severe conditions due to a drive freeze.

Техническими задачами изобретения являются снижение нагрузки на привод глубинного штангового насоса подбором оптимального режима эксплуатации скважины, повышение эффективности прогревания призабойной зоны и снижение затрат электроэнегии на единицу добываемой продукции.The technical objectives of the invention are to reduce the load on the drive of a deep sucker rod pump by selecting the optimal operating mode of the well, increasing the efficiency of heating the bottom-hole zone and reducing the cost of electric energy per unit of production.

Технические задачи решаются способом эксплуатации скважины, включающим оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб - НКТ, с штанговым глубинным насосом, фильтром, кабелем и капиллярным трубопроводом, подачу электрического тока по кабелю и растворителя асфальтеносмолопарафиновых отложений - АСПО, по капиллярному трубопроводу, одновременный отбор пластовой продукции по колонне НКТ посредством штангового глубинного насоса.Technical problems are solved by the method of operating the well, including equipping the well with a tubing string tubing - tubing, with a sucker rod pump, filter, cable and capillary pipeline, supplying electric current through the cable and solvent for asphaltene-tar-paraffin deposits - ASPO, through the capillary pipeline, simultaneous selection of reservoir products along the tubing string by means of a sucker rod pump.

Новым является то, что на устье скважины в составе колонны НКТ снизу вверх размещают: заглушку, нагреватель, фильтр, штанговый глубинный насос, при этом соединяют кабель с нагревателем, а на наружной поверхности колонны НКТ крепят клямсами кабель до нагревателя и капиллярный трубопровод от устья до глубины выше штангового глубинного насоса с входом во внутреннюю полость колонны НКТ, размещают колонну НКТ в скважине так, чтобы нагреватель размещался от середины пласта к его подошве, за 24 ч до запуска привода штангового глубинного насоса осуществляют запуск нагревателя в работу, при этом температура работы нагревателя не выше 40°C, по прошествии 24 ч производят поэтапную эксплуатацию скважины запуском привода штангового глубинного насоса с минимальным числом качаний и максимальной длиной хода и с периодическим ступенчатым увеличением температуры нагревателя на 20°C, начиная с температуры 50 и до 90°C, и подачей растворителя насосом дозатором по капиллярному трубопроводу со ступенчатым снижением подачи растворителя на 5 л/ч, начиная с подачи 15 до 5 л/ч, на каждом этапе эксплуатации при условии достижения максимального объема продукции.New is that at the wellhead in the tubing string from the bottom up they place: a plug, heater, filter, sucker rod pump, while connecting the cable to the heater, and on the outer surface of the tubing string, clamp the cable to the heater and capillary pipe from the mouth to depths above the sucker rod pump with an entrance to the inner cavity of the tubing string, place the tubing string in the well so that the heater is located from the middle of the formation to its sole, 24 hours before the drive of the sucker rod pump start the heater in operation, while the heater's operating temperature is not higher than 40 ° C, after 24 hours the well is phased in by starting the drive of the sucker rod pump with a minimum number of swings and a maximum stroke length and with a periodic stepwise increase in the temperature of the heater by 20 ° C, starting from a temperature of 50 to 90 ° C, and feeding the solvent with a metering pump through a capillary pipe with a stepwise decrease in solvent supply by 5 l / h, starting from a flow of 15 to 5 l / h, at each stage of operation and subject to the maximum volume of production.

На чертеже схематично изображен предлагаемый способ.The drawing schematically shows the proposed method.

Способ эксплуатации скважины реализуют следующим образом.A method of operating a well is implemented as follows.

На устье скважины 1 в составе колонны НКТ 2 снизу вверх размещают: заглушку 3, нагреватель 4, фильтр 5, штанговый глубинный насос 6, при этом соединяют кабель 7 с нагревателем 4.At the wellhead 1, as part of the tubing string 2, from the bottom up: the plug 3, the heater 4, the filter 5, the sucker rod pump 6 are connected, while the cable 7 is connected to the heater 4.

В качестве нагревателя применяют любой известный нагреватель, например, электродного типа с максимальной мощностью 20 кВт·ч.As a heater, any known heater is used, for example, an electrode type with a maximum power of 20 kW · h.

Заглушка 3, выполненная в колонне НКТ 2 ниже нагревателя 4, а также размещение нагревателя 4 в составе колонны НКТ 2 ниже фильтра 5, позволяют создать «карман» внутри колонны НКТ, что обеспечивает дополнительное прогревание продукции скважины внутренней поверхностью нагревателя 4 при поступлении ее внутрь колонны НКТ 2, что, кроме прогрева призабойной зоны скважины 1, позволяет поддержать продукцию разогретой перед подачей на прием штангового глубинного насоса 6.The plug 3, made in the tubing string 2 below the heater 4, as well as the placement of the heater 4 in the tubing string 2 below the filter 5, allows you to create a “pocket” inside the tubing string, which provides additional heating of the well products with the inner surface of the heater 4 when it enters the column Tubing 2, which, in addition to heating the bottom-hole zone of the well 1, allows you to keep the product warmed up before feeding the sucker rod pump 6.

На наружной поверхности колонны НКТ 2 крепят клямсами (не показаны) кабель 7 до нагревателя 4 и капиллярный трубопровод 8 от устья до глубины выше штангового глубинного насоса 6 с входом во внутреннюю полость 9 колонны НКТ 2.On the outer surface of the tubing string 2, a cable 7 is fastened with clamps (not shown) to the heater 4 and the capillary pipe 8 from the mouth to a depth above the sucker rod pump 6 with an entrance to the inner cavity 9 of the tubing string 2.

Размещают колонну НКТ 2 в скважине так, чтобы нагреватель 4 размещался от середины пласта 10 к его подошве 11.Place the tubing string 2 in the well so that the heater 4 is located from the middle of the formation 10 to its sole 11.

Опытным путем установлено, что наиболее эффективное прогревание призабойной зоны обеспечивается при размещении нагревателя между серединой и подошвой пласта, поэтому размещают колонну НКТ 2 в скважине 1 так, чтобы нагреватель 4 размещался от середины пласта 10 на расстоянии h/2 к подошве 11 пласта 10.It has been experimentally established that the most effective heating of the bottom-hole zone is provided when the heater is placed between the middle and the bottom of the formation, therefore, the tubing string 2 is placed in the well 1 so that the heater 4 is placed from the middle of the formation 10 at a distance h / 2 to the sole 11 of the formation 10.

Например, при длине нагревателя 3 м и толщине пласта 8 м размещают нагреватель 4 следующим образом: верхний конец нагревателя от середины 8/2=4 м и вниз, т.е. нижний конец нагревателя на 4-3=1 м выше подошвы 11 пласта 10.For example, with a heater length of 3 m and a formation thickness of 8 m, heater 4 is placed as follows: the upper end of the heater is from the middle of 8/2 = 4 m and down, i.e. the lower end of the heater is 4-3 = 1 m above the sole 11 of the formation 10.

За 24 ч до запуска привода 12 штангового глубинного насоса 6 осуществляют запуск в работу нагревателя 4. Для этого посредством станции управления 13 пропускают по кабелю 7 электрический ток на нагреватель 4 так, чтобы нагреватель 4 работал с температурой не более 40°C.24 hours before starting the drive 12 of the sucker rod pump 6, the heater 4 is started up. For this, the control station 13 passes electric cable 7 to the heater 4 so that the heater 4 operates at a temperature of not more than 40 ° C.

По прошествии 24 ч производят поэтапную эксплуатацию скважины 1 запуском привода 12 штангового глубинного насоса 6 с минимальным числом качаний, например 2 качания в одну минуту, и максимальной длиной хода, например 6 м (в зависимости от технических характеристик станка-качалки, приводящего в действие привод 12 штангового глубинного насоса 6), с периодическим, например 48 ч, ступенчатым увеличением температуры нагревателя на 20°C, начиная с температуры 50 и до 90°C, при условии достижения максимального объема продукции и подачей любого известного растворителя АСПО насосом-дозатором 14 по капиллярному трубопроводу 8 со ступенчатым снижением подачи растворителя на 5 л/ч, начиная с подачи 15 до 5 л/ч, на каждом этапе эксплуатации.After 24 hours, the well 1 is phased in by starting the drive 12 of the sucker rod pump 6 with a minimum number of swings, for example 2 swings in one minute, and a maximum stroke length, for example 6 m (depending on the technical characteristics of the rocking machine that drives the drive 12 sucker rod pump 6), with a periodic, for example 48 h, stepwise increase in the temperature of the heater by 20 ° C, starting from a temperature of 50 and up to 90 ° C, provided that the maximum production volume is reached and any known stvoritelya AFS metering pump 14 through the capillary conduit 8 with a stepped reduction of the solvent feed 5 l / h, since supply 15 to 5 l / h, at every stage of operation.

Например, используют растворитель для удаления АСПО на основе парафиновых ароматических углеводородов. Физико-химические показатели растворителя АСПО приведены в табл. 1.For example, a solvent is used to remove paraffin aromatic hydrocarbon paraffin wax. Physico-chemical parameters of the paraffin solvent are given in table. one.

Figure 00000001
Figure 00000001

Выполняют 1-й этап эксплуатации скважины.Perform the 1st stage of well operation.

Для этого одновременно запускают привод 12 (колонну штанг, совершающую возвратно-поступательные осевые перемещения) посредством станции управления 13, пропускают по кабелю 7 электрический ток и поднимают температуру работы нагревателя 4 от температуры окружающей среды до 50°С, а с помощью насоса-дозатора 14 по капиллярному скважинному трубопроводу 8 подают растворитель АСПО во внутреннюю полость 9 колонны НКТ 2 с расходом 15 л/ч, при этом отбор разогретой в призабойной зоне скважины 1 продукции (вязкой нефтяной эмульсии) осуществляется из пласта 10 через перфорационные отверстия 15 пласта 10, межколонное пространство 16 и фильтр 5 во внутреннее пространство 17 колонны НКТ 2, откуда попадает на прием штангового глубинного насоса 6, который перекачивает разогретую продукцию по колонне НКТ 2 в выкидной патрубок 18 в объеме 10,5 м3/сут.For this, drive 12 is simultaneously started (rod string reciprocating axial movements) by means of control station 13, electric current is passed through cable 7 and the operating temperature of heater 4 is raised from ambient temperature to 50 ° C, and using a metering pump 14 through the capillary borehole pipe 8, the AFS solvent is fed into the internal cavity 9 of the tubing string 2 with a flow rate of 15 l / h, while the selection of products heated in the bottom-hole zone of the well 1 (viscous oil emulsion) is carried out from the reservoir and 10 through the perforations 15 of the formation 10, the annular space 16 and the filter 5 into the inner space 17 of the tubing string 2, from where it gets to receive the sucker rod pump 6, which pumps the heated products through the tubing string 2 to the discharge pipe 18 in a volume of 10.5 m 3 / day

Далее при работе нагревателя с температурой 50°С снижают подачу растворителя до 10 л/ч, при этом объем отбора продукции штанговым глубинным насосом 6 из скважины 1 составляет 9,8 м3/сут.Further, when the heater is operating at a temperature of 50 ° C, the solvent supply is reduced to 10 l / h, while the production volume of the sucker rod pump 6 from well 1 is 9.8 m 3 / day.

Далее при работе нагревателя с температурой 50°С снижают подачу растворителя до 5 л/ч, при этом объем отбора продукции штанговым глубинным насосом 6 из скважины 1 составляет 9,2 м3/сут. Результаты сводят в табл. 2.Further, when the heater is operating at a temperature of 50 ° C, the solvent supply is reduced to 5 l / h, while the production volume of the sucker rod pump 6 from the well 1 is 9.2 m 3 / day. The results are summarized in table. 2.

По прошествии 48 ч работы по 1 этапу эксплуатации скважины выполняют 2-й этап.After 48 hours of work on the 1st stage of well operation, the 2nd stage is performed.

При работающем приводе 12 посредством станции управления 13 поднимают температуру работы нагревателя 4 от 50 до 70°С, а с помощью насоса-дозатора 14 по капиллярному трубопроводу 8 подают растворитель во внутреннюю полость 9 колонны НКТ 2 с расходом 15 л/ч, при этом объем отбора продукции штанговым глубинным насосом 6 из скважины 1 составляет 14,6 м3/сут.When the drive 12 is operating, the control temperature of the heater 4 is raised by the control station 13 from 50 to 70 ° C, and with the help of the metering pump 14, the solvent is supplied through the capillary pipe 8 to the internal cavity 9 of the tubing string 2 with a flow rate of 15 l / h, while selection sucker rod pump output 6 of the well 1 is 14.6 m 3 / day.

Далее при работе нагревателя с температурой 70°С снижают подачу растворителя до 10 л/ч, при этом объем отбора продукции штанговым глубинным насосом 6 из скважины 1 составляет 14,6 м3/сут.Further, when the heater is operating at a temperature of 70 ° C, the solvent supply is reduced to 10 l / h, while the production volume of the sucker rod pump 6 from the well 1 is 14.6 m 3 / day.

Далее при работе нагревателя с температурой 70°С снижают подачу растворителя до 5 л/ч, при этом объем отбора продукции штанговым глубинным насосом 6 из скважины 1 составляет 13,5 м3/сут. Результаты сводят в табл. 2.Further, when the heater is operating at a temperature of 70 ° C, the solvent supply is reduced to 5 l / h, while the production volume of the sucker rod pump 6 from the well 1 is 13.5 m 3 / day. The results are summarized in table. 2.

По прошествии 48 ч работы по 2-му этапу эксплуатации скважины выполняют 3-й этап.After 48 hours of work in the 2nd stage of well operation, the 3rd stage is performed.

При работающем приводе 12 посредством станции управления 13 поднимают температуру работы нагревателя 4 от 70 до 90°C, а с помощью насоса-дозатора 14 по капиллярному трубопроводу 8 подают растворитель во внутреннюю полость 9 колонны НКТ 2 с расходом 15 л/ч, при этом объем отбора продукции штанговым глубинным насосом 6 из скважины 1 составляет 14,5 м3/сут.When the drive 12 is operating, the operating temperature of the heater 4 is raised by the control station 13 from 70 to 90 ° C, and with the help of the metering pump 14, the solvent is supplied through the capillary pipe 8 into the internal cavity 9 of the tubing string 2 with a flow rate of 15 l / h, while the volume selection of products by a sucker rod pump 6 from well 1 is 14.5 m 3 / day.

Далее при работе нагревателя с температурой 90°С снижают подачу растворителя до 10 л/ч, при этом объем отбора продукции штанговым глубинным насосом 6 из скважины 1 составляет 14,5 м3/сут.Further, when the heater is operating at a temperature of 90 ° C, the solvent supply is reduced to 10 l / h, while the production volume of the sucker rod pump 6 from well 1 is 14.5 m 3 / day.

Далее при работе нагревателя с температурой 90°С снижают подачу растворителя до 5 л/ч, при этом объем отбора продукции штанговым глубинным насосом 6 из скважины 1 составляет 13,6 м3/сут. Результаты сводят в табл. 2.Further, when the heater is operating at a temperature of 90 ° C, the solvent supply is reduced to 5 l / h, while the production volume of the sucker rod pump 6 from the well 1 is 13.6 m 3 / day. The results are summarized in table. 2.

Figure 00000002
Figure 00000002

Как видно из табл. 2, наиболее оптимальный режим (при минимальной температуре работы нагревателя и минимальной подаче растворителя по капиллярному трубопроводу), исходя из максимального объема отбора продукции при эксплуатации скважины, достигается при температуре работы нагревателя 70°С и подаче растворителя по капиллярному трубопроводу с расходом 10 л/ч. Таким образом, в дальнейшем продолжают эксплуатацию скважины в данном режиме.As can be seen from the table. 2, the most optimal mode (with a minimum temperature of the heater and a minimum supply of solvent through the capillary pipe), based on the maximum volume of production during operation of the well, is achieved at a temperature of 70 ° C and a solvent supply through the capillary pipe with a flow rate of 10 l / h . Thus, in the future, the well continues to operate in this mode.

В предлагаемом способе нагреватель прогревает только призабойную зону скважины, а не всю колонну НКТ, а исключение АСПО внутри НКТ обеспечивается оптимальной закачкой растворителя во внутреннюю полость колонны НКТ выше глубинного штангового насоса, тем самым обеспечивается эффективный отбор вязкой нефтяной эмульсии с минимальными затратами растворителя и электроэнергии.In the proposed method, the heater warms up only the bottomhole zone of the well, and not the entire tubing string, and the exclusion of paraffin deposits inside the tubing is ensured by the optimal injection of solvent into the internal cavity of the tubing string above the deep-well rod pump, thereby ensuring efficient selection of a viscous oil emulsion with minimal solvent and energy costs.

В предлагаемом способе путем подбора определяют оптимальный режим эксплуатации (добычи вязкой нефтяной эмульсии), который приводит к увеличению объема отбора продукции из скважины, при этом уменьшается разрыв между максимальной и минимальной нагрузками на привод, а также снижается нагрузка на привод.In the proposed method, by selection, the optimal operating mode (production of viscous oil emulsion) is determined, which leads to an increase in the volume of production from the well, while the gap between the maximum and minimum loads on the drive is reduced, and the load on the drive is also reduced.

В предлагаемом способе используют нагреватель с максимальной мощностью 20 кВт·ч, что в сравнении с прототипом, где используется нагревательный кабель мощностью 60 кВт·ч, позволяет в три раза сократить затраты на электроэнергию на единицу добываемой продукции.The proposed method uses a heater with a maximum power of 20 kW · h, which, compared with the prototype, which uses a heating cable with a power of 60 kW · h, allows three times to reduce the cost of electricity per unit of production.

Предлагаемый способ эксплуатации скважин, добывающих вязкую нефтяную эмульсию, позволяет:The proposed method of operating wells producing viscous oil emulsion, allows you to:

- подобрать оптимальный режим эксплуатации скважины;- choose the optimal mode of operation of the well;

- повысить эффективность прогревания призабойной зоны;- increase the efficiency of heating the bottom-hole zone;

- снизить затраты электроэнергии на единицу добываемой продукции.- reduce the cost of electricity per unit of production.

Claims (1)

Способ эксплуатации скважины, включающий оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб - НКТ, с штанговым глубинным насосом, фильтром, кабелем и капиллярным трубопроводом, подачу электрического тока по кабелю и растворителя асфальтеносмолопарафиновых отложений - АСПО, по капиллярному трубопроводу, одновременный отбор пластовой продукции по колонне НКТ посредством штангового глубинного насоса, отличающийся тем, что на устье скважины в составе колонны НКТ снизу вверх размещают: заглушку, нагреватель, фильтр, штанговый глубинный насос, при этом соединяют кабель с нагревателем, а на наружной поверхности колонны НКТ крепят клямсами кабель до нагревателя и капиллярный трубопровод от устья до глубины выше штангового глубинного насоса с входом во внутреннюю полость колонны НКТ, размещают колонну НКТ в скважине так, чтобы нагреватель размещался от середины пласта к его подошве, за 24 ч до запуска привода штангового глубинного насоса осуществляют запуск нагревателя в работу, при этом температура работы нагревателя не выше 40°С, по прошествии 24 ч производят поэтапную эксплуатацию скважины запуском привода штангового глубинного насоса с минимальным числом качаний и максимальной длиной хода и с периодическим ступенчатым увеличением температуры нагревателя на 20°С, начиная с температуры 50 и до 90°С, и подачей растворителя насосом дозатором по капиллярному трубопроводу со ступенчатым снижением подачи растворителя на 5 л/ч, начиная с подачи 15 до 5 л/ч, на каждом этапе эксплуатации при условии достижения максимального объема продукции. A method of operating a well, including equipping a well with a tubing string — tubing, with a sucker rod pump, a filter, cable and capillary piping, supplying electric current through a cable and solvent for asphaltene-tar-paraffin deposits — ASPO, through a capillary piping, and simultaneously selecting reservoir products along a tubing string by means of a sucker rod pump, characterized in that at the wellhead in the tubing string, from bottom to top, they place: a plug, a heater, a filter, a sucker rod at the same time, the cable is connected to the heater, and on the outer surface of the tubing string, the cable to the heater and the capillary pipe from the mouth to a depth above the sucker rod pump with an entrance to the inner cavity of the tubing string are clamped, place the tubing string in the well so that the heater is placed from the middle of the formation to its sole, 24 hours before the start of the drive of the sucker rod pump, the heater is launched into operation, while the temperature of the heater is not higher than 40 ° C, after 24 hours, stage-by-stage well operation by launching a drive of a sucker rod pump with a minimum number of swings and a maximum stroke length and with a periodic stepwise increase in the heater temperature by 20 ° С, starting from a temperature of 50 and up to 90 ° С, and pumping solvent to the pump through a capillary pipeline with a stepwise decrease in the solvent supply at 5 l / h, starting from a feed of 15 to 5 l / h, at each stage of operation, provided that the maximum volume of production is achieved.
RU2015139108/03A 2015-09-14 2015-09-14 Well operation method RU2599653C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015139108/03A RU2599653C1 (en) 2015-09-14 2015-09-14 Well operation method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015139108/03A RU2599653C1 (en) 2015-09-14 2015-09-14 Well operation method

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2599653C1 true RU2599653C1 (en) 2016-10-10

Family

ID=57127646

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015139108/03A RU2599653C1 (en) 2015-09-14 2015-09-14 Well operation method

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2599653C1 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CZ306840B6 (en) * 2016-05-17 2017-08-02 Vysoké Učení Technické V Brně A dispenser for selective application of viscous materials
CN111520118A (en) * 2020-06-12 2020-08-11 西南石油大学 Recyclable heavy oil recovery method and system for heating injected solvent underground
CN115163006A (en) * 2022-06-18 2022-10-11 濮阳市科特石油工程技术有限公司 Oil well paraffin removal viscosity reduction remote metering matched equipment and method

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
US20130056210A1 (en) * 2006-10-20 2013-03-07 Shell Oil Company Treating tar sands formations with dolomite
RU130343U1 (en) * 2013-02-12 2013-07-20 Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-технический центр инновационных технологий" (ООО "Центр ИТ") Borehole installation for simultaneous separate development of several operational facilities from one well
RU2012141378A (en) * 2012-09-28 2014-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина METHOD FOR PRODUCING HIGH-VISCOUS OIL USING ELECTRIC HEATING AND SUBMITTING CHEMICAL REAGENT TO A PRESET WELL POINT
RU2550776C1 (en) * 2014-08-18 2015-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Well operation method

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20130056210A1 (en) * 2006-10-20 2013-03-07 Shell Oil Company Treating tar sands formations with dolomite
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
RU2012141378A (en) * 2012-09-28 2014-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина METHOD FOR PRODUCING HIGH-VISCOUS OIL USING ELECTRIC HEATING AND SUBMITTING CHEMICAL REAGENT TO A PRESET WELL POINT
RU130343U1 (en) * 2013-02-12 2013-07-20 Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-технический центр инновационных технологий" (ООО "Центр ИТ") Borehole installation for simultaneous separate development of several operational facilities from one well
RU2550776C1 (en) * 2014-08-18 2015-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Well operation method

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CZ306840B6 (en) * 2016-05-17 2017-08-02 Vysoké Učení Technické V Brně A dispenser for selective application of viscous materials
CN111520118A (en) * 2020-06-12 2020-08-11 西南石油大学 Recyclable heavy oil recovery method and system for heating injected solvent underground
CN115163006A (en) * 2022-06-18 2022-10-11 濮阳市科特石油工程技术有限公司 Oil well paraffin removal viscosity reduction remote metering matched equipment and method
CN115163006B (en) * 2022-06-18 2024-03-08 大庆市旭元石油机械设备制造有限公司 Oil well paraffin removal viscosity reduction remote metering matching equipment and method

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US8069914B2 (en) Hydraulic actuated pump system
RU2663526C1 (en) Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells
RU2599653C1 (en) Well operation method
RU134575U1 (en) HIGH VISCOUS OIL PRODUCTION DEVICE
RU2496979C1 (en) Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation
RU2456441C1 (en) Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well
RU2438006C1 (en) Procedure for control of paraffine deposits in oil-gas wells
RU2413068C1 (en) Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction
RU2550776C1 (en) Well operation method
US9353611B2 (en) Method and apparatus for the downhole injection of superheated steam
US20190376373A1 (en) Artificial lift method and apparatus for horizontal well
RU2620692C1 (en) High-viscosity oil well development method
RU2483205C1 (en) Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well
US20150159474A1 (en) Hydrocarbon production apparatus
RU2563509C2 (en) Method for producing high viscosity oil using electric heating and delivering chemical agent to target point of well
US10087719B2 (en) Systems and methods for artificial lift subsurface injection and downhole water disposal
RU2639003C1 (en) Method for production of high-viscosity oil
RU2378504C1 (en) Method to bring about thermal effect of formation with heavy crude and device to this end
RU2582363C1 (en) Method for thermal effect on bottomhole formation zone with high-viscosity oil and device therefor
RU2550636C1 (en) Method of high-viscosity oil well development and operation
RU2713290C1 (en) Well pumping unit for simultaneous separate operation of two formations
RU132127U1 (en) IN-PLAST HEAT EXCHANGE DEVICE
RU2305763C1 (en) Highly-viscous oil production device
RU2199004C2 (en) Method of oil formation development
RU2588119C1 (en) Method for thermal effect on bottomhole formation zone with high-viscosity oil and device therefor