RU2483204C1 - Device for development of deposit of high-viscosity oil or bitumen - Google Patents
Device for development of deposit of high-viscosity oil or bitumen Download PDFInfo
- Publication number
- RU2483204C1 RU2483204C1 RU2011151557/03A RU2011151557A RU2483204C1 RU 2483204 C1 RU2483204 C1 RU 2483204C1 RU 2011151557/03 A RU2011151557/03 A RU 2011151557/03A RU 2011151557 A RU2011151557 A RU 2011151557A RU 2483204 C1 RU2483204 C1 RU 2483204C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- filter
- additional
- string
- head
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к устройствам разработки месторождений углеводородов двухустьевыми скважинами и может быть использовано для добычи высоковязкой нефти или битума.The invention relates to devices for the development of hydrocarbon deposits by double-well wells and can be used for the production of highly viscous oil or bitumen.
Известно устройство для осуществления способа разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2340768, МПК 8 E21B 43/24, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2008 г.), включающее двухустьевые верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, причем нагнетательная скважина на устье оборудована парогенератором, а добывающая - снабжена погружным насосом, при этом обе скважины по всей длине снабжены оптико-волоконным кабелем с термодатчиками.A device is known for implementing a method for developing a heavy oil or bitumen deposit using double-well horizontal wells (patent RU No. 2340768, IPC 8 E21B 43/24, published in bulletin No. 34 of 12/10/2008), including double-well upper and lower production wells with horizontal sections located one above the other, and the injection well at the wellhead is equipped with a steam generator, and the production well is equipped with a submersible pump, while both wells are equipped with an optical fiber cable with a thermal sensor along the entire length ikami.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- во-первых, большие финансовые и материальные затраты, связанные со строительством двухустьевых скважин (стоимость строительства двухустьевой скважины в три раза дороже по сравнению с одноустьевой скважиной), кроме того, термодатчики на оптико-волоконном кабеле размещены по всей длине обоих стволов двухустьевых скважин;- firstly, the large financial and material costs associated with the construction of double-well wells (the cost of constructing a double-well well is three times more expensive than a single-well well), in addition, temperature sensors on an optical fiber cable are placed along the entire length of both shafts of double-well wells;
- во-вторых, о прорыве теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины судят по показаниям термодатчиков, на основе которых строят термограммы паровой камеры, производят их анализ, на основании которого изменяют направление фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции. Данный процесс не происходит автоматически и требует постоянного контроля за температурным режимом в паровой камере.- secondly, the breakthrough of the coolant into the horizontal section of the producing well is judged by the readings of the temperature sensors, on the basis of which the thermograms of the steam chamber are built, their analysis is made, based on which the direction of filtration and / or the modes of pumping the coolant and production selection are changed. This process does not occur automatically and requires constant monitoring of the temperature in the steam chamber.
Наиболее близким по технической сущности является устройство для осуществления способа разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2342524, E21B 43/24, опубл. в бюл. №36 от 27.12.2008 г.), включающее расположенные в пределах залежи двухустьевую скважину с горизонтальным участком, обсаженным эксплуатационной колонной с фильтром с двух концов, и дополнительный ствол, закрепленный дополнительной эксплуатационной колонной с фильтром, насос для отбора продукции скважины, спущенный на колонне труб через первое устье скважины, и технологическую колонну труб для нагнетания теплоносителя, спущенную через второе устье скважины.The closest in technical essence is a device for implementing the method of developing deposits of highly viscous oil or bitumen (patent RU No. 2342524, E21B 43/24, published in Bulletin No. 36 dated 12/27/2008), including a two-well well located within the reservoir a horizontal section cased with a production casing with a filter at both ends, and an additional barrel secured by an additional production casing with a filter, a pump for selecting well production, lowered on the pipe string through the first wellhead, and kuyu pipe string for pumping the coolant through the second deflated wellhead.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- во-первых, низкая эффективность разогрева высоковязкой нефти или битума, так как участок скважины, из которого происходит отбор нефти, выполнен наклонным и размещен над горизонтальным участком, в который подается теплоноситель, причем теплоноситель распространяется как вверх, так и вниз залежи высоковязкой нефти, а насосом отбирается только та часть разогретой высоковязкой нефти, которая находится выше горизонтального участка, в который подается теплоноситель;- firstly, the low efficiency of heating highly viscous oil or bitumen, since the portion of the well from which oil is extracted is made inclined and placed above the horizontal section into which the coolant is supplied, and the coolant extends both up and down the high-viscosity oil reservoir, and only that part of the heated high-viscosity oil, which is located above the horizontal section into which the coolant is supplied, is selected by the pump;
- во-вторых, залежь высоковязкой нефти или битума по своей структуре неоднородна и имеет различную проницаемость, поэтому различия в проницаемостях приводят к тому, что закачиваемый теплоноситель попадает в те зоны, которые имеют высокую проницаемость и соответственно низкое давление закачки, а в зоны с низкой проницаемостью, требующие более высоких давлений закачки теплоносителя, теплоноситель не попадает, поэтому часть залежи высоковязкой нефти или битума в зоне с низкой проницаемостью остается невыработанной;- secondly, the reservoir of highly viscous oil or bitumen is heterogeneous in structure and has different permeability, therefore differences in permeability lead to the fact that the injected coolant enters those zones that have high permeability and, accordingly, low injection pressure, and in areas with low permeability, requiring higher pressures of the coolant injection, the coolant does not enter, therefore, part of the high-viscosity oil or bitumen deposits in the zone with low permeability remains undeveloped;
- в-третьих, в конструкции устройства перфорированные отверстия колонн, предназначенные для закачки и отбора, находятся на близком расстоянии, вследствие чего в процессе работы устройства в течение короткого времени работы происходит прорыв теплоносителя на прием насоса, отбирающего высоковязкую нефть или битум, из-за чего происходит быстрое обводнение добываемой продукции и дальнейшая разработка залежи высоковязкой нефти или битума становится экономически нецелесообразной;- thirdly, in the design of the device, the perforated openings of the columns intended for injection and selection are at a close distance, as a result of which, during the operation of the device for a short time, the coolant breaks into the intake of the pump that selects highly viscous oil or bitumen due to what causes a rapid flooding of the produced products and the further development of a deposit of highly viscous oil or bitumen becomes economically inexpedient;
- в-четвертых, конструкция устройства не позволяет при прорыве теплоносителя на прием насоса, отбирающего продукцию (разогретую высоковязкую нефть или битум) изолировать участок прорыва теплоносителя.- fourthly, the device’s design does not allow isolating the coolant break-through area when a coolant breaks through to the intake of a pump that selects products (heated high-viscosity oil or bitumen).
Техническими задачами изобретения являются усовершенствование конструкции устройства, позволяющего продлить разработку залежи высоковязкой нефти или битума до прорыва теплоносителя на прием насоса и произвести равномерную закачку теплоносителя по всей длине фильтра в зависимости от проницаемости залежи и давления приемистости зон закачки, и повышение эффективности отбора разогретой высоковязкой нефти или битума, а также изоляция участка залежи при прорыве теплоносителя.The technical objectives of the invention are to improve the design of the device, which allows to extend the development of deposits of highly viscous oil or bitumen until the coolant breaks into the intake of the pump and to uniformly pump the coolant along the entire length of the filter depending on the permeability of the deposit and the pressure of the injectivity of the injection zones, and increase the efficiency of selection of heated high-viscosity oil or bitumen, as well as isolation of the deposit area during the breakthrough of the coolant.
Поставленная задача решается устройством для разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающим расположенные в пределах залежи двухустьевую скважину с горизонтальным участком, обсаженным эксплуатационной колонной с фильтром с двух концов, и дополнительный ствол, закрепленный дополнительной эксплуатационной колонной с фильтром, насос для отбора продукции скважины, спущенный на технологической колонне труб через первое устье скважины, и технологическую колонну труб для нагнетания теплоносителя, спущенную через второе устье скважины, при этом фильтр в дополнительной эксплуатационной колонне дополнительного горизонтального ствола размещен под фильтром эксплуатационной колонны горизонтального участка двухустьевой скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, при этом в эксплуатационной колонне со стороны дополнительного горизонтального ствола перед фильтром установлен глухой пакер, а насос размещен в двухустьевой скважине со стороны первого устья, сообщенного с дополнительным горизонтальным участком.The problem is solved by a device for developing a highly viscous oil or bitumen deposit, including a two-wellbore well with a horizontal section located within the reservoir, cased with a production casing with a filter at both ends, and an additional barrel secured by an additional production casing with a filter, a pump for selecting well production, deflated on the pipe casing through the first wellhead, and the pipe casing for pumping coolant deflated through the second wellhead e wells, while the filter in the additional production casing of the additional horizontal well is placed under the filter of the production casing of the horizontal section of the wellhead at a distance that excludes the breakthrough of the coolant, while a blind packer is installed in front of the filter in the production casing from the side of the additional horizontal well, and the pump is located in the double-well the well from the side of the first wellhead in communication with an additional horizontal section.
Новым является то, что со стороны второго устья спущены и концентрично размещены две технологические колонны труб с пакерами на конце, причем посадка пакеров произведена в неперфорированном участке фильтра эксплуатационной колонны на границе зон залежи, отличающихся проницаемостями в два и более раза, при этом фильтр эксплуатационной колонны разделен пакерами технологических колонн труб на зоны с высокой и низкой проницаемостями, на втором устье двухустьевой скважины каждая технологическая колонна труб оснащена парой вентилей, обвязанных нагнетательными линиями с парогенераторной установкой и насосным агрегатом, причем нагнетательная линия, обвязанная с технологической колонной труб, подающей теплоноситель в зону с высокой проницаемостью, оснащена штуцером.It is new that from the side of the second mouth two technological pipe columns with packers at the end are lowered and concentrically placed, and the packers are planted in the non-perforated section of the production string filter at the boundary of the reservoir zones, which differ in permeability by two or more times, while the production string filter it is divided by packers of technological pipe columns into zones with high and low permeability, on the second mouth of a two-well well, each technological pipe string is equipped with a pair of valves pressure lines with a steam generator unit and a pump unit, and the discharge line, tied to a process pipe string supplying coolant to a zone with high permeability, is equipped with a fitting.
На фигуре схематично изображено устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума.The figure schematically shows a device for developing deposits of highly viscous oil or bitumen.
Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума включает двухустьевую скважину 1 с горизонтальным участком 2, расположенную в пределах залежи 3. Двухустьевая скважина 1 обсажена с двух концов устьев эксплуатационной колонной 4 с фильтром 5, например, выполненных из труб диаметром 168 мм.A device for developing a highly viscous oil or bitumen deposit includes a two-well borehole 1 with a horizontal section 2 located within the reservoir 3. A two-well bore 1 is cased at both ends of the mouths with a production casing 4 with a filter 5, for example, made of 168 mm diameter pipes.
Далее, например, со стороны первого устья 6 для зарезки дополнительного горизонтального ствола 7 вырезают окно в эксплуатационной колонне 4 двухустьевой скважины 1 с помощью любого известного режущего инструмента, например, с помощью универсального вырезающего устройства (УВУ).Further, for example, from the side of the first mouth 6 for cutting an additional horizontal barrel 7, a window is cut out in the production casing 4 of the double-well borehole 1 using any known cutting tool, for example, using a universal cutting device (UVU).
После чего производят бурение дополнительного горизонтального ствола 7 и его крепление дополнительной эксплуатационной колонной 8, например, из труб диаметром 120 мм с фильтром 9.After that, an additional horizontal barrel 7 is drilled and secured with an additional production casing 8, for example, from pipes with a diameter of 120 mm with a filter 9.
Фильтр 9 в дополнительной эксплуатационной колонне 8 дополнительного ствола 7 размещен под фильтром 5 эксплуатационной колонны 4 горизонтального участка 2 двухустьевой скважины 1 на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, например, на расстоянии 5-8 м, которое определяется опытным путем для каждой залежи в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств.The filter 9 in the additional production casing 8 of the additional barrel 7 is placed under the filter 5 of the production casing 4 of the horizontal section 2 of the dual well 1 at a distance that excludes the breakthrough of the coolant, for example, at a distance of 5-8 m, which is determined empirically for each deposit, depending on the filtration capacitive properties.
Внутри эксплуатационной колонны 4 со стороны дополнительного горизонтального ствола 7 перед фильтром 5 установлен глухой пакер 10, например в виде пакер-пробки (см. патент RU №2346142, МПК 8 E21B 33/12, опубл. в бюл. №4 от 10.02.2009 г.). Через второе устье 11 двухустьевой скважины 1 производятся геофизические исследования с целью определения границ зон залежи 3 высоковязкой нефти или битума, которая неоднородна и имеет различную проницаемость. Определяются зоны, отличающиеся проницаемостью в 2 и более раза, например зона закачки Q1 длиной L1=100 м имеет низкую проницаемость K1=200-300 мД, а зона закачки Q2 длиной L2=150 м имеет высокую проницаемость K2=450-600 мД. Общая длина фильтра 5 эксплуатационной колонны L=250 м.Inside the production casing 4 from the side of the additional horizontal barrel 7, a blind packer 10 is installed in front of the filter 5, for example in the form of a packer plug (see patent RU No. 2346142, IPC 8 E21B 33/12, published in bulletin No. 4 of 02/10/2009 g.). Geophysical surveys are carried out through the second mouth 11 of the two-well bore 1 to determine the boundaries of the zones of the reservoir 3 of high-viscosity oil or bitumen, which is heterogeneous and has a different permeability. Zones with a permeability of 2 or more times are determined, for example, the injection zone Q 1 of length L 1 = 100 m has a low permeability K 1 = 200-300 mD, and the injection zone Q 2 of length L 2 = 150 m has a high permeability K 2 = 450-600 md. The total length of the filter 5 production casing L = 250 m
Далее через первое 6 и второе 11 устья производят обустройство двухустьевой скважины 1.Further, through the first 6 and second 11 mouths, an arrangement of a double-well well 1 is performed.
Для отбора разогретой высоковязкой нефти или битума через первое устье 6 двухустьевой скважины 1 спущена технологическая колонна труб 12 с насосом 13 любой известной конструкции, например, винтовой.For the selection of preheated highly viscous oil or bitumen through the first mouth 6 of the two-well borehole 1, a process pipe string 12 was lowered with a pump 13 of any known design, for example, a screw.
Через второе устье 11 последовательно спущены и концентрично размещены напротив фильтра 5 эксплуатационной колонны 4 горизонтального участка 2 двухустьевой скважины 1 две технологические колонны труб 14 и 15 с соответствующими пакерами 16 и 17 на нижнем конце труб.Through the second mouth 11, two process columns of pipes 14 and 15 with corresponding packers 16 and 17 at the lower end of the pipes are sequentially lowered and concentrically opposite the filter 5 of the production casing 4 of the horizontal section 2 of the two-well bore 1.
Пакеры 16 и 17 посажены в неперфорированном участке фильтра 5 эксплуатационной колонны 4 на границе зон залежи, отличающихся проницаемостями в два и более раза, причем сначала со стороны второго устья 11 до заданного интервала фильтра 5 эксплуатационной колонны 4 спущена технологическая колонна 14 меньшего диаметра с пакером 16 на конце, например, колонна диаметром 60 мм, после чего проведена посадка пакера 16. Затем концентрично технологической колонне 14 снаружи колонны 14 до заданного интервала фильтра 5 эксплуатационной колонны 4 спущена технологическая колонна 15 большего диаметра с пакером 17 на конце, например, колонна диаметром 89 мм, после чего проведена посадка пакера 17.The packers 16 and 17 were planted in the non-perforated section of the filter 5 of the production casing 4 at the border of the zones of deposits, differing in permeability by two or more times, and first from the side of the second mouth 11 to the specified interval of the filter 5 of the production casing 4, a smaller production string 14 with a packer 16 was lowered at the end, for example, a column with a diameter of 60 mm, after which the packer 16 was planted. Then the technol was lowered concentrically to the technological column 14 outside the column 14 to the specified filter interval 5 of the production column 4 Logic column 15 of larger diameter with a packer 17 at the end, for example, a column with a diameter of 89 mm, after which the packer 17 was planted.
Фильтр 5 эксплуатационной колонны 4 разделен пакерами 16 и 17 на две зоны закачки Q1 и Q2 с длинами L1 и L2 соответственно. Пакеры 16 и 17 выполнены термостойкими, что позволяет работать при высокой температуре (например, выпускаемые научно-производственной фирмой «Пакер» г.Октябрьский, Республика Башкортостан пакеры с механической осевой установкой соответствующего типоразмера марки ПРО-ЯДЖ, рассчитанные на максимальную температуру рабочей среды 200°C).The filter 5 of the production casing 4 is divided by packers 16 and 17 into two injection zones Q 1 and Q 2 with lengths L 1 and L 2, respectively. Packers 16 and 17 are heat-resistant, which makes it possible to work at high temperatures (for example, packers with mechanical axial installation of the appropriate PRO-YADZh brand size designed for a maximum working medium temperature of 200 ° manufactured by the Packer research and production company in Oktyabrsky, Republic of Bashkortostan) C)
На втором устье 11 двухустьевой скважины 1 технологические колонны труб 14 и 15 оснащены соответствующими парами вентилей 18; 21 и 19; 20.At the second wellhead 11 of the two-well well 1, the process columns of pipes 14 and 15 are equipped with respective pairs of valves 18; 21 and 19; twenty.
Вентиль 18 размещен в составе нагнетательной линии, сообщающей технологическую колонну труб 14 с парогенератором (ПГУ) 22. Вентиль 20 размещен в составе нагнетательной линии, сообщающей технологическую колонну труб 15 с парогенератором (ПГУ) 22. Кроме того, нагнетательная линия, обвязанная с технологической колонной труб, подающей теплоноситель в зону с высокой проницаемостью, оснащена штуцером 23. Вентиль 19 сообщает гидравлическую линию насосного агрегата 24 с технологической колонной труб 15, а вентиль 21 сообщает гидравлическую линию насосного агрегата 24 с технологической колонной труб 14. Например, технологическая колонна труб 15 сообщена с зоной закачки Q2, имеющей длину L2 и обладающей высокой проницаемостью K2=450-600 мД, поэтому на нагнетательной линии, где установлен вентиль 20, размещен штуцер 23 для снижения давления закачки теплоносителя до необходимого. Диаметр проходного отверстия d в штуцере 23 определяют опытным путем в зависимости от давления приемистости зоны закачки залежи 3 и давления нагнетания парогенератора 22.The valve 18 is placed as part of a discharge line communicating the process pipe string 14 with a steam generator (CCP) 22. Valve 20 is placed as part of a pressure line communicating the process pipe string 15 with a steam generator (CCP) 22. In addition, the discharge line connected to the process column pipes supplying the coolant to the zone with high permeability, equipped with a fitting 23. The valve 19 communicates the hydraulic line of the pumping unit 24 with the process pipe string 15, and the valve 21 communicates the hydraulic line of the pump the unit 24 with the process pipe string 14. For example, the process pipe string 15 is in communication with an injection zone Q 2 having a length L 2 and having high permeability K 2 = 450-600 mD, therefore, a fitting 23 is placed on the discharge line where valve 20 is installed. to reduce the pressure of the coolant injection to the necessary. The diameter of the bore hole d in the fitting 23 is determined empirically depending on the injectivity pressure of the injection zone of the reservoir 3 and the discharge pressure of the steam generator 22.
Например, давление приемистости в зоне закачки Q1 составляет 3 МПа, а в зоне закачки Q2 составляет 1,5 МПа, при этом устанавливают давление на выходе парогенератора 22 равным 3 МПа. Парогенератор 22 под давлением 3 МПа через нагнетательную линию, на которой размещена открытая задвижка 18, подает теплоноситель в технологическую колонну труб 14 и оттуда в зону закачки Q1 залежи 3. Одновременно с этим парогенератор 22 подает теплоноситель по нагнетательной линии, на которой установлен открытый вентиль 20 и штуцер 23, который снижает давление закачки с 3 МПа до 1,5 МПа, и под давлением 1,5 МПа теплоноситель нагнетается в технологическую колонну труб 15 и оттуда в зону закачки Q2 залежи 3.For example, the injection pressure in the injection zone Q 1 is 3 MPa, and in the injection zone Q 2 is 1.5 MPa, while the pressure at the outlet of the steam generator 22 is set to 3 MPa. The steam generator 22 at a pressure of 3 MPa through the discharge line, on which the open valve 18 is located, delivers the coolant to the process pipe string 14 and from there to the injection zone Q 1 of the reservoir 3. At the same time, the steam generator 22 delivers the coolant along the discharge line on which the open valve is installed 20 and nozzle 23, which reduces the injection pressure from 3 MPa to 1.5 MPa, and under a pressure of 1.5 MPa, the coolant is pumped into the process pipe string 15 and from there into the injection zone Q 2 of deposit 3.
Насосный агрегат 24, например, марки ЦА-320, предназначен для закачки наполнителя 25 с целью создания непроницаемой зоны в залежи напротив фильтра эксплуатационной колонны в интервале прорыва теплоносителя. В качестве наполнителя используют любой известный состав, позволяющий блокировать теплоноситель, например, глинистый раствор или кварцевый песок по ГОСТ 22551-77.The pump unit 24, for example, grade CA-320, is designed to inject filler 25 in order to create an impenetrable zone in the reservoir opposite the production string filter in the interval of coolant breakthrough. As a filler, any known composition is used to block the coolant, for example, clay solution or quartz sand according to GOST 22551-77.
Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума работает следующим образом.A device for developing deposits of high viscosity oil or bitumen works as follows.
Закрывают вентили 19 и 21 и открывают вентили 18 и 20 и начинают закачку теплоносителя (водяного пара) от парогенераторной установки (ПГУ) 22 через второе устье 11 (см. фигуру) двухустьевой скважины 1 одновременно по технологическим колоннам труб 14 и 15 соответственно через открытые вентили 18 и 20 и далее через соответствующие им зону закачки Q1 с низкой проницаемостью под давлением закачки 3 МПа и зону закачки Q2 с высокой проницаемостью под давлением закачки 1,5 МПа через фильтр 5 эксплуатационной колонны 4 в залежь 3 высоковязкой нефти или битума. Теплоноситель попадает непосредственно в залежь 3 высоковязкой нефти или битума благодаря глухому пакеру 10, который исключает попадание пара в эксплуатационную колонну 4 двухустьевой скважины 1 со стороны первого устья 6 и в дополнительный горизонтальный ствол 7.The valves 19 and 21 are closed and the valves 18 and 20 are opened and the coolant (water vapor) is pumped from the steam generator unit (CCGT) 22 through the second wellhead 11 (see figure) of the double-well borehole 1 simultaneously through the process pipe columns 14 and 15, respectively, through the open valves 18 and 20 and further through the corresponding injection zone Q 1 with low permeability under injection pressure of 3 MPa and the injection zone Q 2 with high permeability under injection pressure of 1.5 MPa through filter 5 of production string 4 into reservoir 3 of high viscosity oil or bitumen. The coolant enters directly into the reservoir 3 of highly viscous oil or bitumen due to the deaf packer 10, which prevents steam from entering the production casing 4 of the two-well bore 1 from the side of the first wellhead 6 and into the additional horizontal trunk 7.
Теплоноситель прогревает залежь 3 высоковязкой нефти или битума сверху вниз, разогревая и вытесняя высоковязкую нефть или битум через фильтр 9 в дополнительную эксплуатационную колонну 8 дополнительного горизонтального ствола 7.The coolant warms up the reservoir 3 of high viscosity oil or bitumen from top to bottom, heating and displacing the high viscosity oil or bitumen through the filter 9 into the additional production casing 8 of the additional horizontal barrel 7.
Откуда разогретая высоковязкая нефть или битум поступает на прием насоса 13. Насос 13 перекачивает разогретую высоковязкую нефть или битум по технологической колонне труб 12 на поверхность. Таким образом, продолжают разработку залежи высоковязкой нефти или битума до тех пор, пока не произойдет прорыв теплоносителя через фильтр 9 на прием насоса 13, отбирающего разогретую высоковязкую нефти или битум.Where does the heated highly viscous oil or bitumen come to the reception of the pump 13. The pump 13 pumps the heated highly viscous oil or bitumen through the process pipe string 12 to the surface. Thus, the development of a highly viscous oil or bitumen deposit continues until a breakthrough of the coolant through the filter 9 occurs at the intake of a pump 13 that selects the heated, highly viscous oil or bitumen.
Прорыв теплоносителя может произойти как в зоне закачки Q1, так и в зоне закачки Q2, а также одновременно в обеих этих зонах закачки. О прорыве теплоносителя на прием насоса 13 судят по повышению температуры в дополнительной эксплуатационной колонне 8 с помощью термодатчиков, спущенных в нее, либо по падению давления нагнетания на нагнетательных линиях (на которых размещены вентили 18 и 20) от парогенератора 22, что определяют по показаниям манометров (на фиг. не показано), установленных на этих нагнетательных линиях. Например, прорыв теплоносителя произошел в зоне закачки Q1. Прекращают подачу теплоносителя по технологической колонне труб 14 в зону закачки Q1, закрывают вентиль 18 нагнетательной линии от парогенератора 22 и открывают вентиль 21 на гидравлической линии насосного агрегата 24, при этом нагнетание теплоносителя в зону закачки Q2 с помощью парогенератора 22 продолжают, также продолжают производить отбор насосом 13 разогретой высоковязкой нефти или битума.A breakthrough of the coolant can occur both in the injection zone Q 1 and in the injection zone Q 2 , as well as simultaneously in both of these injection zones. The breakthrough of the coolant at the intake of the pump 13 is judged by the temperature increase in the additional production casing 8 using the temperature sensors lowered into it, or by the drop in the discharge pressure on the discharge lines (on which the valves 18 and 20 are located) from the steam generator 22, which is determined by the readings of the pressure gauges (not shown in FIG.) mounted on these discharge lines. For example, a coolant breakthrough occurred in the injection zone Q 1 . Stop the flow of coolant through the pipe string 14 to the injection zone Q 1 , close the valve 18 of the discharge line from the steam generator 22 and open the valve 21 on the hydraulic line of the pumping unit 24, while the flow of coolant into the pumping zone Q 2 using the steam generator 22 is continued, also continue to make a selection of the pump 13 heated high-viscosity oil or bitumen.
Объем изолирующего наполнителя определяют опытным путем в зависимости от длины L1 зоны закачки Q1, в объеме участка эксплуатационной колонны 4 фильтра 5, т.е.:The volume of the insulating filler is determined empirically, depending on the length L 1 of the injection zone Q 1 , in the volume of the section of production casing 4 of filter 5, i.e.:
VH=π·D2/4·L1,V H = π · D 2/4 · L 1,
где VH - объем изолирующего наполнителя, м3;where V H is the volume of the insulating filler, m 3 ;
D - диаметр эксплуатационной колонны 4 в интервале фильтра 5, м, D=0,168 м;D is the diameter of the production casing 4 in the interval of the filter 5, m, D = 0.168 m;
L1 - длина зоны закачки Q1, м, L1=100 м.L 1 is the length of the injection zone Q 1 , m, L 1 = 100 m.
Подставляя значения, получим:Substituting the values, we get:
VH=3,14·(0,168 м)2/4·100 м=2,2 м3.V H = 3,14 · (0,168 m) 2/4 × 100 = 2.2 m 3 m.
По технологической колонне труб 14 производят закачку и продавку изолирующего наполнителя (например, кварцевого песка) технологической жидкостью, например, пресной водой плотностью 1000 кг/м3 в призабойную зону (зону закачки Q1) фильтра 5 эксплуатационной колонны 4 до восстановления первоначального давления нагнетания теплоносителя в этой зоне закачки Q1. После чего отключают насосный агрегат 24, закрывают вентиль 21 и открывают вентиль 18 и возобновляют закачку теплоносителя от парогенератора через технологическую колонну труб 14 в зону закачки Q1.In the process pipe string 14, an insulating filler (for example, silica sand) is pumped and sold with a process fluid, for example, fresh water with a density of 1000 kg / m 3 into the bottom-hole zone (injection zone Q 1 ) of the filter 5 of the production string 4 until the initial coolant discharge pressure is restored in this injection zone Q 1 . Then turn off the pump unit 24, close the valve 21 and open the valve 18 and resume pumping the coolant from the steam generator through the process pipe string 14 into the injection zone Q 1 .
При этом по показаниям манометра (на фигуре не показано), установленного на нагнетательной линии, где размещен вентиль 18 (см. фигуру), следят за восстановлением первоначального давления нагнетания теплоносителя в этой зоне закачки Q1, которое, как указано выше, составляет 3 МПа. Если первоначальное давление нагнетания теплоносителя в зоне закачки Q2 не восстанавливается, то производят повторную закачку и продавку изолирующего наполнителя в том же объеме. В случае прорыва теплоносителя в зоне закачки Q2 вышеописанный процесс повторяют, но уже с оборудованием, которое обвязано с технологической колонной труб 15: парогенератором 22, насосным агрегатом 24, вентилями 19 и 20. В случае одновременного прорыва теплоносителя в обе зоны закачки Q1 и Q2 вышеописанный процесс производят с оборудованием, обвязанным с парогенератором 22, вентилями 18 и 21, 19 и 20,а также насосным агрегатом 24, обвязанным с технологическими колоннами труб 14 и 15 соответственно.In this case, according to the testimony of a pressure gauge (not shown in the figure) installed on the discharge line where valve 18 is located (see the figure), the initial pressure of the coolant is restored in this injection zone Q 1 , which, as indicated above, is 3 MPa . If the initial pressure of the coolant in the injection zone Q 2 is not restored, then re-injection and selling of insulating filler in the same volume. In the event of a breakdown of the coolant in the injection zone Q 2, the above process is repeated, but with equipment that is connected to the process pipe string 15: a steam generator 22, a pump unit 24, valves 19 and 20. In the case of a simultaneous breakthrough of the coolant in both injection zones Q 1 and Q 2 the above process is performed with equipment tied to a steam generator 22, valves 18 and 21, 19 and 20, as well as a pumping unit 24, tied to process columns of pipes 14 and 15, respectively.
Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума позволяет с достаточной эффективностью отбирать разогретую высоковязкую нефть или битум за счет увеличения объема отбора, так производится отбор продукции насосом, спущенным в дополнительный горизонтальный ствол и размещенным под фильтром эксплуатационной колонны горизонтального участка двухустьевой скважины.A device for developing a deposit of highly viscous oil or bitumen makes it possible to select heated high-viscosity oil or bitumen with sufficient efficiency by increasing the volume of sampling, so the products are selected by a pump lowered into an additional horizontal well and placed under the filter of the production string of a horizontal section of a two-well well.
Кроме того, конструкция устройства позволяет продлить разработку залежи высоковязкой нефти или битума до прорыва теплоносителя на прием насоса, так как интервалы закачки теплоносителя и интервалы отбора разогретой продукции (высоковязкой нефти или битума) находятся на достаточном расстоянии, чтобы исключить преждевременный прорыв теплоносителя на прием насоса. Более того, устройство позволяет производить равномерную закачку теплоносителя по всей длине фильтра в зависимости от проницаемости залежи и давления приемистости в зонах закачки, а в случае прорыва теплоносителя на прием насоса устройство позволяет произвести закачку наполнителя в призабойную зону фильтра с целью изоляции участка залежи, через который происходит прорыв теплоносителя, что в целом позволяет равномерно выработать запасы высоковязкой нефти или битума из неоднородной залежи.In addition, the design of the device allows you to extend the development of deposits of highly viscous oil or bitumen until the coolant breaks to the pump intake, since the intervals of the coolant injection and the intervals of the selection of heated products (high viscosity oil or bitumen) are at a sufficient distance to prevent premature breakthrough of the coolant at the pump intake. Moreover, the device allows for uniform injection of the coolant along the entire length of the filter, depending on the permeability of the reservoir and the injection pressure in the injection zones, and in the event of a breakthrough of the coolant at the pump intake, the device allows the filler to be pumped into the bottom-hole zone of the filter to isolate the section of the reservoir through which there is a breakthrough of the coolant, which generally allows you to evenly develop reserves of highly viscous oil or bitumen from a heterogeneous reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011151557/03A RU2483204C1 (en) | 2011-12-16 | 2011-12-16 | Device for development of deposit of high-viscosity oil or bitumen |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011151557/03A RU2483204C1 (en) | 2011-12-16 | 2011-12-16 | Device for development of deposit of high-viscosity oil or bitumen |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2483204C1 true RU2483204C1 (en) | 2013-05-27 |
Family
ID=48791957
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011151557/03A RU2483204C1 (en) | 2011-12-16 | 2011-12-16 | Device for development of deposit of high-viscosity oil or bitumen |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2483204C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107013197A (en) * | 2017-05-19 | 2017-08-04 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | The dual horizontal well of viscous crude containing interlayer SAGD develops drilling completion method |
| RU2680089C1 (en) * | 2018-03-22 | 2019-02-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Superhigh viscosity oil with aquifers deposit development method |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4455574A (en) * | 1981-05-15 | 1984-06-19 | Canon Kabushiki Kaisha | Image pickup device |
| RU2287677C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil-bitumen deposit |
| RU2305762C1 (en) * | 2006-02-09 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for viscous oil or bitumen deposit field development |
| RU2322576C1 (en) * | 2006-07-04 | 2008-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for highly-viscous oil and bitumen production |
| RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
| RU2342524C1 (en) * | 2007-03-22 | 2008-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of high viscous oil or bitumen deposit |
-
2011
- 2011-12-16 RU RU2011151557/03A patent/RU2483204C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4455574A (en) * | 1981-05-15 | 1984-06-19 | Canon Kabushiki Kaisha | Image pickup device |
| RU2287677C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil-bitumen deposit |
| RU2305762C1 (en) * | 2006-02-09 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for viscous oil or bitumen deposit field development |
| RU2322576C1 (en) * | 2006-07-04 | 2008-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for highly-viscous oil and bitumen production |
| RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
| RU2342524C1 (en) * | 2007-03-22 | 2008-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of high viscous oil or bitumen deposit |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107013197A (en) * | 2017-05-19 | 2017-08-04 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | The dual horizontal well of viscous crude containing interlayer SAGD develops drilling completion method |
| RU2680089C1 (en) * | 2018-03-22 | 2019-02-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Superhigh viscosity oil with aquifers deposit development method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2442883C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil reserves | |
| RU2436943C1 (en) | Procedure for extraction of high viscous oil from deviating hole by method of steam cyclic pumping into reservoir | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2527051C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2407884C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
| RU2582529C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2431744C1 (en) | Procedure for extraction of high viscous oil and bitumen with application of horizontal producing and horizontal-inclined wells | |
| RU103845U1 (en) | DEVICE FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OIL OR BITUMEN | |
| RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
| RU2483204C1 (en) | Device for development of deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2413068C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2398104C2 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposits | |
| RU2526047C1 (en) | Development of extra-heavy crude oil | |
| RU2339807C1 (en) | Method of extraction of heavy and high viscous hydrocarbons from undeground deposits | |
| RU2483205C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well | |
| RU2395677C1 (en) | Thermal stimulator for heavy and bituminous oil reservoir | |
| RU2412343C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production | |
| RU2339808C1 (en) | Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit | |
| RU2620099C1 (en) | Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2741644C1 (en) | Method of development of hard-to-recover hydrocarbon deposits | |
| RU2516077C1 (en) | Method for construction and operation of vertical well for steam assisted gravity drainage of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2690588C2 (en) | Method of super-viscous oil field development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171217 |