RU2350745C1 - Method of operating double-head well - Google Patents
Method of operating double-head well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2350745C1 RU2350745C1 RU2007122563/03A RU2007122563A RU2350745C1 RU 2350745 C1 RU2350745 C1 RU 2350745C1 RU 2007122563/03 A RU2007122563/03 A RU 2007122563/03A RU 2007122563 A RU2007122563 A RU 2007122563A RU 2350745 C1 RU2350745 C1 RU 2350745C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- packer
- wellhead
- water flooding
- 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 for the development of deposits of viscous oils and bitumen (RF patent for the invention No. 22600600, IPC 8 ЕВВ 43/24; published in Bull. No. 5 dated 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 №2246001, МПК 8 Е21В 43/20; Е21В 7/04, опубл. в Бюл. №32 от 20.11.2000 г.), 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 is a method of constructing a horizontal well (RF patent for the invention No. 2246001, IPC 8 Е21В 43/20; ЕВВ 7/04, published in Bull. No. 32 of 11/20/2000), including opening a productive formation with a horizontal wellbore and securing it with a casing production string, wellhead equipment, perforation and well development, while after installing hydrocarbon extraction equipment at the second wellhead, the well is mastered and production begins from the mouths and when the contour approaches floods to the installation site of the packer the in-pipe space of the production string in the interval of installation of the packer is blocked, for example, with a polymer swab, and the mouth located on the side opposite to the direction of movement of the waterflood is used to pump a liquid or gaseous agent to maintain reservoir pressure, and the opposite mouth for hydrocarbon production.
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.
Технической задачей изобретения является упрощение монтажа пакера в скважине и возможность установки пакера в эксплуатационной колонне с последующей переустановкой пакера в интервале вскрытия в соответствии с изменением контура заводнения.An object of the invention is to simplify the installation of the packer in the well and the ability to install the packer in the production casing with subsequent reinstallation of the packer in the opening interval in accordance with the change in the waterflood contour.
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 эксплуатация скважины производится постоянно через второе устье, а глухой пакер устанавливают с возможностью съема и переустановки в интервале вскрытия продуктивного пласта в соответствии с изменением контура заводнения.New is that the well is operated continuously through the second wellhead, and the deaf packer is installed with the possibility of removal and reinstallation in the interval of opening 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. Then, the mouths 4 and 5, respectively, of the double-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.
Далее на втором устье 5 двухустьевой скважины герметизируют колонну НКТ 7 с помощью устьевой арматуры 9 и начинают эксплуатацию двухустьевой скважины. В процессе эксплуатации двухустьевой скважины вскрытый продуктивный пласт 1 начинает обводняться, о чем свидетельствует увеличение обводненности добываемой из скважины продукции (высоковязкой нефти или битума).Next, at the second wellhead 5 of the double-well well, the tubing string 7 is sealed with wellhead fittings 9 and the double-well well begins to operate. In the process of operating a two-well well, the opened producing formation 1 begins to be watered, as evidenced by an increase in the water content of the products produced from the well (high viscosity oil or bitumen).
С целью снижения обводненности добываемой продукции в двухустьевую скважину с первого устья 4 на колонне НКТ или гибкой трубе (на чертеже не показано) спускают глухой пакер 10 (надувной) с возможностью последующей переустановки в эксплуатационной колонне 3.In order to reduce the water cut of the produced products into the double-well well from the first wellhead 4 on the tubing string or flexible pipe (not shown in the drawing), the deaf packer 10 (inflatable) is lowered with the possibility of subsequent reinstallation in production casing 3.
Глухой пакер 10 устанавливают в эксплуатационной колонне 3 за контуром заводнения (не показано), со стороны насоса 8, после чего производят посадку глухого пакера 10 в эксплуатационной колонне 3, а колонну НКТ или гибкую трубу извлекают на поверхность. В результате глухой пакер 10 отсекает часть эксплуатационной колонны 3 со стороны первого устья 4, отключая часть отверстий фильтра 6 эксплуатационной колонны 3, через которую происходит обводнение добываемой продукции из двухустьевой скважины.The deaf packer 10 is installed in the production casing 3 behind the waterflooding circuit (not shown), from the side of the pump 8, after which the deaf packer 10 is planted in the production casing 3, and the tubing string or flexible pipe is removed to the surface. As a result, the deaf packer 10 cuts off part of the production casing 3 from the side of the first wellhead 4, disconnecting part of the openings of the filter 6 of the production casing 3, through which the produced products are flooded from the double-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 10 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 water through the openings of the filter 6 of the production casing 3 before the deaf packer 10 begins to flow into the production casing 3. As a result, the water content of the products produced from the well increases again.
С целью снижения обводненности добываемой продукции в двухустьевую скважину с первого устья, то есть с устья 4, вновь спускают колонну НКТ или гибкую трубу (не показано).In order to reduce the water cut of the produced products into the two-well well from the first wellhead, that is, from the wellhead 4, the tubing string or flexible pipe (not shown) is again lowered.
После чего производят захват глухого пакера 10 за ловильную головку 11 (показано условно) и срыв глухого пакера 10. Далее доспускают колонну НКТ или гибкую трубу в двухустьевую скважину, то есть переустанавливают глухой пакер 10 таким образом, чтобы глухой пакер 10 находился за контуром заводнения. Далее производят повторную посадку глухого пакера 10 в эксплуатационной колонне 3, при этом глухой пакер 10 дополнительно отключает часть отверстий фильтра 6 эксплуатационной колонны 3, через которые произошло обводнение добываемой продукции из двухустьевой скважины.After that, the deaf packer 10 is grabbed by the fishing head 11 (conventionally shown) and the deaf packer 10 is broken. Next, the tubing string or flexible pipe is pulled into the double-well well, i.e., the deaf packer 10 is reinstalled so that the deaf packer 10 is located beyond the waterflooding circuit. Next, the deaf packer 10 is re-planted in the production casing 3, while the deaf packer 10 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.
Таким образом, эксплуатацию скважины (добычу высоковязкой нефти или битума на поверхность) производят постоянно через второе устье 5 двухустьевой скважины, а глухой пакер спускают через первое устье 4 и устанавливают с возможностью съема и переустановки в интервале продуктивного пласта 1 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 continuously through the second wellhead 5 of the two-wellhead, and the deaf packer is lowered through the first wellhead 4 and installed with the possibility of removal and reinstallation in the interval of the productive formation 1 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 последующей переустановки пакера в эксплуатационной колонне в интервале продуктивного пласта в соответствии с изменением контура заводнения позволяет регулировать величину обводненности добываемой продукции, что 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 possibility of subsequent reinstallation of the packer in the production string in the interval of the reservoir in accordance with a change in the waterflood circuit allows you to adjust the water cut of the produced products, which makes the operation of a double-well well more efficient.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007122563/03A RU2350745C1 (en) | 2007-06-15 | 2007-06-15 | Method of operating double-head well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007122563/03A RU2350745C1 (en) | 2007-06-15 | 2007-06-15 | Method of operating double-head well |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2007122563A RU2007122563A (en) | 2008-12-20 |
RU2350745C1 true RU2350745C1 (en) | 2009-03-27 |
Family
ID=40542878
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2007122563/03A RU2350745C1 (en) | 2007-06-15 | 2007-06-15 | Method of operating double-head well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2350745C1 (en) |
-
2007
- 2007-06-15 RU RU2007122563/03A patent/RU2350745C1/en not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2007122563A (en) | 2008-12-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
EP2122124B1 (en) | Subterannean water production, transfer and injection method and apparatus | |
RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
NO333920B1 (en) | Apparatus and method for filtering fluid as well as method for expanding an expandable filter in a wellbore | |
RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
RU2007148901A (en) | CAVITY DRILLING SYSTEM | |
GB2512122A (en) | Increasing hydrocarbon recovery from reservoirs | |
RU2322576C1 (en) | Method for highly-viscous oil and bitumen production | |
US6923259B2 (en) | Multi-lateral well with downhole gravity separation | |
RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
RU2386795C1 (en) | Development method of oil field with water-oil zones | |
RU2398104C2 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposits | |
CA2999197C (en) | Method of well completion | |
RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
EP2964873B1 (en) | Wireline assisted coiled tubing portion and method for operation of such a coiled tubing portion | |
RU2350745C1 (en) | Method of operating double-head well | |
RU2350744C1 (en) | Method of operating double-head well | |
RU2342524C1 (en) | Method of development of high viscous oil or bitumen deposit | |
RU2667242C1 (en) | Method of developing well oil reservoir with horizontal termination | |
RU2351753C1 (en) | Method of operating two-head well | |
RU2726704C1 (en) | Flexible pipes with double walls with downhole pump driven by flow | |
RU2491418C1 (en) | Method to develop multizone oil reservoir | |
CA2784496A1 (en) | System, method and assembly for wellbore maintenance operations | |
RU2724715C1 (en) | Operating method of water-flooded oil formation | |
RU2273729C1 (en) | Method for highly-viscous oil or bitumen deposit development |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160616 |