RU2350744C1 - Method of operating double-head well - Google Patents
Method of operating double-head well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2350744C1 RU2350744C1 RU2007122543/03A RU2007122543A RU2350744C1 RU 2350744 C1 RU2350744 C1 RU 2350744C1 RU 2007122543/03 A RU2007122543/03 A RU 2007122543/03A RU 2007122543 A RU2007122543 A RU 2007122543A RU 2350744 C1 RU2350744 C1 RU 2350744C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- packer
- interval
- filter
- head
- Prior art date
Links
Landscapes
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов двухустьевыми горизонтальными скважинами и может быть использовано для добычи высоковязких нефтей и битума.The invention relates to the field of development of hydrocarbon deposits by double-well horizontal wells and can be used for the extraction of high viscosity oils and bitumen.
Известен способ разработки залежей вязких нефтей и битумов (патент РФ на изобретение №2246001, МПК 8 Е21В 43/24; опубл. в бюл. №5 от 10.02.2005 г.), включающий бурение двухустьевой горизонтальной скважины, крепление ее эксплуатационной колонной, протаскиваемой с одного устья скважины по ее стволу к другому устью совместно с пакерами для установки последних в кровле продуктивного пласта, подъем и подачу нефти в выкидную линию на одном из устьев скважины, причем устьевые участки эксплуатационной колонны соединяют между собой наземным участком в виде дугообразного трубопровода с идентичным внутренним диаметром с образованием замкнутого канала, упомянутый наземный участок которого закрепляют на опорной раме приводного узла, после чего в эксплуатационной колонне размещают дополнительную колонну, выполняющую функцию насосно-компрессорной трубы - НКТ в подземной части и имеющую перфорационные каналы для сообщения с продуктивным пластом, в полости дополнительной колонны на равноудаленных расстояниях друг от друга устанавливают систему цилиндрических элементов, соединенных между собой посредством силовых тяг с формированием замкнутой тяговой системы, при этом участки подземной части НКТ от устьев скважины до границ перфорационного участка эксплуатационной колонны совместно с упомянутыми цилиндрическими элементами образуют поршневые насосные пары, а в процессе эксплуатации осуществляют принудительное перемещение системы цилиндрических элементов с помощью приводного узла с непрерывным последовательным вытеснением нефти из НКТ посредством упомянутых выше поршневых насосных пар.A known method of developing deposits of viscous oils and bitumen (RF patent for the invention No. 2246001, IPC 8 ЕВВ 43/24; published in Bulletin No. 5 of 02/10/2005), including drilling a two-well horizontal well, fixing it with a production string, dragged from one wellhead along its wellbore to another wellhead together with packers for installing the latter in the roof of a productive formation, raising and supplying oil to a flow line at one of the wellheads, and the wellhead sections of the production string are interconnected by a ground section in the form of arcs a similar pipeline with an identical inner diameter to form a closed channel, the above-ground portion of which is fixed on the support frame of the drive unit, after which an additional string is installed in the production string, which acts as a tubing in the underground part and has perforation channels for communication with the productive layer, in the cavity of the additional column at equidistant distances from each other establish a system of cylindrical elements interconnected by means of power rods with the formation of a closed traction system, while sections of the underground part of the tubing from the wellhead to the boundaries of the perforation section of the production string together with the aforementioned cylindrical elements form piston pump pairs, and during operation, the system of cylindrical elements is forcedly moved using a drive unit with continuous successive displacement of oil from the tubing by means of the piston pump pairs mentioned above.
Недостатком этого способа является металлоемкость конструкции на поверхности, связанная с наличием наземного участка в виде дугообразного трубопровода, который закрепляется на опорной раме приводного узла, а это ведет к удорожанию конструкции в целом.The disadvantage of this method is the metal consumption of the structure on the surface, associated with the presence of a land section in the form of an arcuate pipeline, which is fixed on the supporting frame of the drive unit, and this leads to an increase in the cost of the structure as a whole.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ сооружения горизонтальной скважины (патент РФ на изобретение №2159317, 20.11.2000), включающий вскрытие продуктивного пласта горизонтальным стволом и его крепление обсадной эксплуатационной колонной, оборудование устья, перфорацию и освоение скважины, при этом после установки оборудования для отбора углеводородов на втором устье скважину осваивают и начинают добычу из устьев и при приближении контура заводнения к месту установки пакера внутритрубное пространство эксплуатационной колонны в интервале установки пакера перекрывают, например, полимерным тампоном и устье, расположенное на стороне, противоположной направлению перемещения контура заводнения, используют для нагнетания жидкого или газообразного агента с целью поддержания пластового давления, а противоположное устье - для добычи углеводородов.The closest in technical essence and the achieved result to the proposed one is a method of constructing a horizontal well (RF patent for the invention No. 2159317, 11/20/2000), which includes opening a productive formation with a horizontal shaft and securing it with a casing production string, wellhead equipment, perforation and well development, after installation of the equipment for the selection of hydrocarbons at the second wellhead, the well is developed and production starts from the mouths and when the waterflood circuit approaches the installation site of the packer tube space of the production tubing in the packer setting overlap interval, e.g., polymeric pad and the mouth located on the side opposite the direction of movement of waterflooding circuit is used to discharge a liquid or gaseous agent in order to maintain the reservoir pressure, while the opposite mouth - for the production of hydrocarbons.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
во-первых, сложность монтажа заколонного пакера в скважине, так как его устанавливают в составе эксплуатационной колонны при строительстве горизонтальной скважины;firstly, the complexity of installing an annular packer in the well, since it is installed as part of the production casing during the construction of a horizontal well;
во-вторых, заколонный пакер стационарный, поскольку закреплен в составе эксплуатационной колонны, а это не позволяет перемещать его в процессе эксплуатации в зависимости от изменяющегося контура заводнения скважины;secondly, the annular packer is stationary, since it is fixed in the production casing, and this does not allow it to be moved during operation, depending on the changing contour of the waterflooding of the well;
в-третьих, конструкция скважины не позволяет проводить ремонтные работы со стороны второго устья без глушения скважины при добыче продукции с закачкой пара для поддержания температуры в пласте.thirdly, the design of the well does not allow repair work from the side of the second wellhead without killing the well during production with steam injection to maintain the temperature in the formation.
Технической задачей изобретения является упрощение монтажа пакера в скважине и установки пакера в эксплуатационной колонне с возможностью полного отсечения вскрытого участка продуктивного пласта и последующей переустановки пакера в интервале вскрытия продуктивного пласта в зависимости от контура заводнения, а также возможность проведения ремонтных работ без глушения скважины.An object of the invention is to simplify the installation of the packer in the well and the installation of the packer in the production casing with the possibility of completely cutting off the exposed section of the reservoir and then reinstalling the packer in the interval of opening the reservoir, depending on the waterflood circuit, as well as the possibility of repair work without killing the well.
Техническая задача решается предлагаемым способом эксплуатации двухустьевой скважины, включающим вскрытие продуктивного пласта горизонтальным стволом и его крепление обсадной эксплуатационной колонной, предварительно оснащенной фильтром в интервале вскрытого продуктивного пласта, оборудование устьев и эксплуатацию скважины, установку глухого пакера через одно устье в интервале продуктивного пласта скважины, соответствующем контуру заводнения, эксплуатацию через второе устье.The technical problem is solved by the proposed method of operating a two-well well, including opening a reservoir with a horizontal wellbore and securing it with a casing string pre-equipped with a filter in the interval of the opened reservoir, installing wellheads and operating the well, installing a blind packer through one well in the interval of the producing well waterflood circuit, operation through a second mouth.
Новым является то, что эксплуатацию скважины производят через второе устье, а глухой пакер устанавливают с возможностью съема и переустановки с полным отсечением вскрытого участка продуктивного пласта от второго устья, а также в интервале вскрытого участка продуктивного пласта в соответствии с изменением контура заводнения.What is new is that the wells are operated through the second wellhead, and the deaf packer is installed with the possibility of removal and reinstallation with complete cut-off of the exposed section of the reservoir from the second wellhead, as well as in the interval of the opened section of the reservoir in accordance with the change in the waterflood contour.
Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.The proposed method is as follows.
Сначала осуществляют вскрытие продуктивного пласта 1 горизонтальным стволом 2, который затем крепят обсадной эксплуатационной колонной 3. Далее оборудуют устья 4 и 5, соответственно, двухустьевой скважины. Кроме того, перед спуском эксплуатационной колонны 3 в горизонтальный ствол 2 ее оснащают фильтром 6 в интервале вскрытого продуктивного пласта 1.First, the productive formation 1 is opened by a horizontal wellbore 2, which is then fixed by the casing production string 3. Next, the mouths 4 and 5, respectively, of the two-well well are equipped. In addition, before the descent of the production casing 3 into the horizontal barrel 2, it is equipped with a filter 6 in the interval of the opened reservoir 1.
Далее через второе устье 5 спускают колонну НКТ 7 с насосом 8 на конце. Насос 8 может быть любой известной конструкции, например электроцентробежным (ЭЦН), предназначенным для перекачки высоковязкой нефти или битума.Next, through the second mouth 5, the tubing string 7 is lowered with the pump 8 at the end. The pump 8 may be of any known design, for example, electric centrifugal (ESP), designed for pumping highly viscous oil or bitumen.
Затем герметизируют устье 5 с помощью устьевой арматуры 9 и начинают эксплуатацию двухустьевой скважины. В процессе эксплуатации двухустьевой скважины со второго устья 5 может возникнуть необходимость проведения каких-либо работ со стороны второго устья 5, например замена насоса 8.Then seal the mouth 5 with wellhead fittings 9 and begin operation of the double-well well. In the process of operating a two-well well from the second wellhead 5, it may be necessary to carry out any work on the part of the second wellhead 5, for example, replacing the pump 8.
Для решения этой задачи в двухустьевую скважину с первого устья 4 на конце колонны НКТ (гибкой трубы) 10 спускают глухой пакер 11 (например, надувной).To solve this problem, a blind packer 11 (for example, an inflatable packer) is lowered into the two-well well from the first wellhead 4 at the end of the tubing string (flexible pipe) 10.
Спуск колонны НКТ (гибкой трубы) 10 продолжают до тех пор, пока глухой пакер 11 не окажется за отверстиями фильтра 6 эксплуатационной колонны 3, то есть между фильтром 6 и насосом 8 (см. чертеж). Затем отключают насос 8 и производят посадку глухого пакера 11.The descent of the tubing string (flexible pipe) 10 is continued until the deaf packer 11 is behind the openings of the filter 6 of the production casing 3, that is, between the filter 6 and the pump 8 (see drawing). Then turn off the pump 8 and produce a deaf packer 11.
После чего производят подъем колонны НКТ 7, замену насоса 8 и спуск повторный колонны НКТ 7 с насосом 8 на конце.After that, the tubing string 7 is lifted, the pump 8 is replaced, and the tubing string 7 is re-run with pump 8 at the end.
Далее производят распакеровку глухого пакера 11 и запускают насос 8 в работу и продолжают эксплуатацию двухустьевой скважины со второго устья 5.Next, the deaf packer 11 is unpacked and the pump 8 is launched into operation and the operation of the double-well well from the second wellhead 5 continues.
Поднимают колонну НКТ (гибкую трубу) 10 и соответственно перемещают глухой пакер 11 в сторону первого устья 4 в зависимости от положения контура заводнения (на чертеже не показано) до тех пор, чтобы исключить или ограничить поступление воды в эксплуатационную колонну 3 через отверстия фильтра 6 со стороны второго устья 5.The tubing string (flexible pipe) 10 is lifted and, accordingly, the blind packer 11 is moved towards the first wellhead 4 depending on the position of the waterflooding circuit (not shown in the drawing) until the flow of water into the production string 3 through the filter openings 6 is eliminated or limited side of the second mouth 5.
Далее производят посадку глухого пакера 11 в этом интервале фильтра 6 эксплуатационной колонны 3, а колонну НКТ (гибкую трубу) 10 извлекают на поверхность. В результате глухой пакер 11 отсекает часть эксплуатационной колонны 3 со стороны первого устья 4, отключая часть отверстий фильтра 6, через которые происходит обводнение добываемой продукции из двухустьевой скважины.Next, a blank packer 11 is planted in this interval of the filter 6 of the production casing 3, and the tubing string (flexible pipe) 10 is removed to the surface. As a result, the deaf packer 11 cuts off part of the production casing 3 from the side of the first wellhead 4, cutting off part of the openings of the filter 6, through which the produced products are flooded from the double-well well.
В процессе дальнейшей эксплуатации двухустьевой скважины, благодаря работе насоса 8, контур заводнения подтягивается в сторону насоса 8 и вода через отверстия фильтра 6 эксплуатационной колонны 3 перед глухим пакером 11 начинает поступать в эксплуатационную колонну 3. В результате вновь происходит увеличение обводненности добываемой из скважины продукции.During the further operation of the double-well well, due to the operation of the pump 8, the waterflood circuit is pulled towards the pump 8 and the water through the openings of the filter 6 of the production casing 3 before the deaf packer 11 begins to flow into the production casing 3. As a result, the water content of the products produced from the well again increases.
С целью снижения обводненности добываемой продукции с устья 4 вновь спускают колонну НКТ (гибкую трубу) 10.In order to reduce the water content of the extracted products from the mouth 4, the tubing string (flexible pipe) 10 is again lowered.
После чего производят захват глухого пакера 11 за ловильную головку (на чертеже не показано) и распакеровывают глухой пакер 11 в эксплуатационной колонне 3. Далее доспускают колонну НКТ (гибкую трубу) 10 в двухустьевую скважину со стороны первого устья 4, то есть переустанавливают глухой пакер 11, чтобы он находился перед контуром заводнения. Далее производят посадку глухого пакера 11 в эксплуатационной колонне 3, при этом глухой пакер 11 дополнительно отключает часть отверстий фильтра 6 эксплуатационной колонны 3, через которые происходило обводнение добываемой продукции из двухустьевой скважины. В последующем при необходимости можно, как описано выше, снимать и переустанавливать глухой пакер 11 в эксплуатационной колонне 3 в необходимом интервале в зависимости от изменения контура заводнения.After that, the deaf packer 11 is gripped by the fishing head (not shown in the drawing) and the deaf packer 11 is unpacked in the production casing 3. Next, the tubing string (flexible pipe) 10 is dropped into the two-well bore from the side of the first wellhead 4, i.e., the deaf packer 11 is reinstalled. so that it is in front of the waterflood circuit. Next, the deaf packer 11 is planted in the production casing 3, while the deaf packer 11 further disconnects part of the openings of the filter 6 of the production casing 3, through which the produced products were flooded from the two-well borehole. Subsequently, if necessary, as described above, it is possible to remove and reinstall the deaf packer 11 in the production casing 3 in the required interval depending on the change in the waterflooding circuit.
Таким образом, эксплуатацию скважины (добычу высоковязкой нефти или битума на поверхность) производят через второе устье 5 двухустьевой скважины, отключая насос 8 на время проведения ремонтных работ (замена насоса 8), а глухой пакер 11 спускают через первое устье 4 и устанавливают с возможностью отсечения вскрытого участка от второго устья, а также съема и переустановки в интервале вскрытого участка продуктивного пласта в соответствии с изменением контура заводнения.Thus, the operation of the well (production of highly viscous oil or bitumen to the surface) is carried out through the second wellhead 5 of the two-wellhead, shutting off the pump 8 for the duration of the repair work (replacing the pump 8), and the deaf packer 11 is lowered through the first wellhead 4 and installed with the possibility of clipping the exposed area from the second mouth, as well as removal and reinstallation in the interval of the exposed area of the reservoir in accordance with the change in the waterflood contour.
Предлагаемый способ упрощает монтаж пакера в скважине, так как пакер устанавливается непосредственно в эксплуатационной колонне, а возможность отсечения вскрытого участка продуктивного пласта позволяет проводить ремонтные работы со стороны второго устья двухустьевой скважины без глушения скважины. Кроме того, согласно предлагаемому способу имеется возможность последующей переустановки пакера в эксплуатационной колонне в интервале фильтра в соответствии с изменением контура заводнения, что позволяет снизить обводненность добываемой продукции и делает более эффективным эксплуатацию двухустьевой скважины.The proposed method simplifies the installation of the packer in the well, since the packer is installed directly in the production string, and the ability to cut off the exposed section of the reservoir allows repair work from the second mouth of the two-well borehole without killing the well. In addition, according to the proposed method, there is the possibility of subsequent reinstallation of the packer in the production casing in the filter interval in accordance with a change in the waterflooding circuit, which allows to reduce the water content of the produced products and makes the operation of a double-well well more efficient.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007122543/03A RU2350744C1 (en) | 2007-06-15 | 2007-06-15 | Method of operating double-head well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007122543/03A RU2350744C1 (en) | 2007-06-15 | 2007-06-15 | Method of operating double-head well |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2007122543A RU2007122543A (en) | 2008-12-20 |
RU2350744C1 true RU2350744C1 (en) | 2009-03-27 |
Family
ID=40542877
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2007122543/03A RU2350744C1 (en) | 2007-06-15 | 2007-06-15 | Method of operating double-head well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2350744C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2564722C1 (en) * | 2014-08-13 | 2015-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method of operation of hydrocarbons reservoir |
-
2007
- 2007-06-15 RU RU2007122543/03A patent/RU2350744C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2564722C1 (en) * | 2014-08-13 | 2015-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method of operation of hydrocarbons reservoir |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2007122543A (en) | 2008-12-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
NO333920B1 (en) | Apparatus and method for filtering fluid as well as method for expanding an expandable filter in a wellbore | |
RU2459934C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
RU2632836C1 (en) | Method to increase formation hydrocarbon yield and intensify oil-gas-condensate production by means of formation radial penetration with hydraulic monitor at pressure drawdown | |
RU2626845C1 (en) | High-viscosity oil or bitumen recovery method, using hydraulic fractures | |
RU2274742C1 (en) | Method for high-viscous oil or bitumen field development | |
RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
RU2322576C1 (en) | Method for highly-viscous oil and bitumen production | |
US6923259B2 (en) | Multi-lateral well with downhole gravity separation | |
RU2398104C2 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposits | |
CA2999197C (en) | Method of well completion | |
RU2350744C1 (en) | Method of operating double-head well | |
RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
EP1220972A1 (en) | Underbalanced perforation | |
RU2342524C1 (en) | Method of development of high viscous oil or bitumen deposit | |
RU2350745C1 (en) | Method of operating double-head well | |
RU2620099C1 (en) | Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells | |
RU2667242C1 (en) | Method of developing well oil reservoir with horizontal termination | |
RU2351753C1 (en) | Method of operating two-head well | |
RU2491418C1 (en) | Method to develop multizone oil reservoir | |
CA2784496A1 (en) | System, method and assembly for wellbore maintenance operations | |
RU2539060C1 (en) | Recovery of self-squeezing gas well with abnormally low seam pressure | |
RU2724715C1 (en) | Operating method of water-flooded oil formation |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160616 |