RU2398103C1 - Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit with control of well production drawdown - Google Patents
Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit with control of well production drawdown Download PDFInfo
- Publication number
- RU2398103C1 RU2398103C1 RU2009137567/03A RU2009137567A RU2398103C1 RU 2398103 C1 RU2398103 C1 RU 2398103C1 RU 2009137567/03 A RU2009137567/03 A RU 2009137567/03A RU 2009137567 A RU2009137567 A RU 2009137567A RU 2398103 C1 RU2398103 C1 RU 2398103C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- temperature
- production
- horizontal
- coolant
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Working-Up Tar And Pitch (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity and bitumen oil.
Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент РФ № 2211318, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2003), включающий бурение непрерывной (двухустьевой) скважины с образованием ее выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку в пробуренную скважину обсадной колонны, цементирование затрубного пространства по всей длине, перфорирование обсадной колонны в интервале горизонтального участка, установку внутри обсадной трубы насосно-компрессорных труб с центраторами, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб с входного и выходного участков, отбор продукта по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку.A known method of developing an oil field (RF patent No. 2211318, IPC 8 EV 43/24, published in Bulletin No. 24 of 08/27/2003), including drilling a continuous (double-well) well with the formation of its output section upward with an inclination from the reservoir to day surface, installation of a casing in a drilled well, cementing the annulus along the entire length, perforating the casing in the horizontal section, installing tubing with centralizers inside the casing, supplying coolant through tubing string from the inlet and outlet sections, product selection at the outlet section while continuing to pump coolant through the inlet section.
Недостатком данного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как при закачке пара и одновременном отборе нефти из одной скважины происходят быстрые прорывы пара, а при циклическом воздействии - непроизводительный расход пара на повторный прогрев остывшего продуктивного пласта за период отбора, т.е. большая энергозатратность.The disadvantage of this method is the lack of efficiency of oil recovery, because when steam is injected and oil is taken from one well at the same time, quick steam breakouts occur, and during cyclic exposure, the steam is unproductive for re-heating the cooled reservoir during the selection period, i.e. high energy consumption.
Также известен способ разработки неоднородной нефтебитумной залежи (патент РФ № 2287678, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, отличающийся тем, что выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создавая тем самым пару двухустьевых горизонтальных скважин, на соседнем участке залежи строят аналогичную пару двухустьевых горизонтальных скважин, пары двухустьевых горизонтальных скважин проводят отдельно, охватывая наиболее продуктивные зоны залежи, режимы работы пар двухустьевых горизонтальных скважин по закачке устанавливают с учетом особенностей каждого участка залежи, закачку теплоносителя осуществляют в верхние нагнетательные двухустьевые горизонтальные скважины с обоих устьев, отбор продукции из добывающих двухустьевых горизонтальных скважин производят свабным насосом, причем свабные насосы соседних добывающих двухустьевых горизонтальных скважин связывают друг с другом.Also known is a method of developing a heterogeneous oil bitumen deposit (RF patent No. 2287678, IPC 8 ЕВВ 43/24, published in Bulletin No. 32 of 11/20/2006), which includes the construction of a production double-well horizontal well and production selection, characterized in that it is higher than the production double-well a horizontal well parallel to it, an injection double-well horizontal well is being built, thereby creating a pair of double-well horizontal wells; a similar pair of double-well horizontal wells, a pair of double-well horizontal wells are carried out separately, covering the most productive zones of the reservoir, the operating modes of the pairs of double-mouth horizontal wells for injection are established taking into account the characteristics of each section of the reservoir, the coolant is pumped into the upper injection double-mouth horizontal wells from both mouths, and production is selected from the producing double-mouth horizontal wells with a swab pump moreover, the swab pumps of neighboring producing double-mouth horizontal wells are connected to each other.
Недостатком данного способа является ограниченность его применения, который можно осуществить только при наличии рядом расположенных пар двухустьевых нагнетательных и добывающих скважин.The disadvantage of this method is the limited application, which can be done only if there are adjacent pairs of dual-well injection and production wells.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент РФ № 2340768, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №32 от 10.12.2008 г.), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, отличающийся тем, что прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).The closest in technical essence is the method of developing a heavy oil or bitumen field using double-well horizontal wells (RF patent No. 2340768, IPC 8 ЕВВ 43/24, published in bulletin No. 32 of December 10, 2008), including the injection of coolant through two-well horizontal injection well, heating of the reservoir with the creation of a steam chamber and product selection through the two-mouth horizontal production well, characterized in that the heating of the reservoir begins with steam injection into both wells, warm the cross-hole zone of the formation, reduce the viscosity of oil or bitumen, and create a steam chamber by pumping a coolant with the possibility of punching the latter to the upper part of the reservoir and increasing the size of the steam chamber during the production process, in which thermograms of the steam chamber are taken, and the state of its heating for uniformity of heating is analyzed and the presence of temperature peaks, and taking into account the obtained thermograms, the steam chamber is uniformly heated by changing the filtration direction and / or the injection modes t plonositelya and selection of products, the volume of pumping coolant through the mouth of the injection well and / or selection of products through the mouth of the production well at a ratio change,%: (10-90) :( 90-10).
А также устройством для осуществления данного способа, включающим 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 кабелем с термодатчиками.As well as a device for implementing this method, including a double-mouth upper injection 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 a cable with temperature sensors along the entire length .
Недостатками данного способа и устройства, с помощью которого осуществляется данный способ, являются:The disadvantages of this method and the device with which this method is implemented are:
- во-первых, большие финансовые затраты на строительство двухустьевой скважины (стоимость строительства двухустьевой скважины в три раза дороже в сравнении с одноустьевой скважиной);- firstly, high financial costs for the construction of a double-well well (the cost of building a double-well well is three times more expensive than a single-well well);
- во-вторых, низкая надежность устройства, с помощью которого осуществляется предложенный способ, так как насосы не имеют фильтров, и в случае прорыва теплоносителя песок, шлам и т.п. попадают в насос, что ведет к быстрой поломке насоса;- secondly, the low reliability of the device with which the proposed method is implemented, since the pumps do not have filters, and in case of a coolant breakthrough, sand, sludge, etc. fall into the pump, which leads to a quick breakdown of the pump;
- в-третьих, большие материальные затраты, связанные с тем, что термодатчики на кабеле размещены по всей длине стволов двухустьевых скважин;- thirdly, large material costs associated with the fact that the temperature sensors on the cable are placed along the entire length of the shafts of the double-well wells;
- в-четвертых, 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, а также времени для исключения прорыва теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины.- fourthly, the breakthrough of the coolant in 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 regime in the steam chamber, as well as time to exclude the breakthrough of the coolant in the horizontal section of the producing well.
Задачей изобретения является сокращение финансовых и материальных затрат на осуществление способа с возможностью автоматического отключения определенного интервала горизонтального участка при прорыве в него теплоносителя, а также повышение надежности работы устройства, с помощью которого осуществляется предложенный способ.The objective of the invention is to reduce financial and material costs for implementing the method with the ability to automatically turn off a certain interval of the horizontal section when a coolant breaks into it, as well as improving the reliability of the device with which the proposed method is carried out.
Поставленная задача решается способом разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины, включающим строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину с уменьшением отбора в зонах наличия температурных пиков, осуществляя равномерный прогрев паровой камеры.The problem is solved by the method of developing a heavy oil or bitumen field with regulation of the selection of well production, including the construction of an upper injection well and a lower production well with horizontal sections located one above the other, pumping a heat carrier through a horizontal injection well with formation heating, creating a steam chamber and selecting products through a horizontal production well with a decrease in production in areas of the presence of temperature peaks, ensuring uniform Programmable steam chamber.
Новым является то, что при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, внутри одного из которых в добывающей скважине размещают хвостовик насоса с регулируемыми в зависимости от температуры клапанами, размещенными напротив зон продуктивного пласта, уменьшение отбора производят за счет автоматического прикрывания до полного перекрытия клапанов, в зонах установки которых температура добываемых тяжелой нефти или битума соответственно составляет 0,5-0,9 от температуры, при которой происходит прорыв теплоносителя в добывающую горизонтальную скважину.What is new is that during the construction of wells, their horizontal sections are equipped with filters, inside one of which a pump shank with valves, depending on temperature, located opposite the zones of the productive formation, is placed in the production well, the selection is reduced by automatically closing until the valves are completely closed, in the installation zones of which the temperature of the heavy oil or bitumen produced is respectively 0.5-0.9 of the temperature at which the coolant breaks into the producing horizontal well.
Эта задача также решается устройством для осуществления этого способа, включающим верхнюю нагнетательную скважину и нижнюю добывающую скважину с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, причем нагнетательная скважина на устье оборудована парогенератором, а добывающая - снабжена погружным насосом.This problem is also solved by a device for implementing this method, including an upper injection well and a lower production well with horizontal sections located one above the other, the injection well at the wellhead equipped with a steam generator, and the producing well equipped with a submersible pump.
Новым является то, что горизонтальные участки оборудованы фильтрами, внутри одного из которых в добывающей скважине размещен хвостовик погружного насоса с регулируемыми в зависимости от температуры клапанами, поджатыми от своего седла пружиной, а к седлу - расширяющимся под действием температуры материалом, увеличивающимся в продольном направлении при температуре 0,5-0,9 от температуры, при которой происходит прорыв теплоносителя в добывающую горизонтальную скважину.What is new is that the horizontal sections are equipped with filters, inside one of which a shank of the submersible pump is located in the production well with valves, depending on the temperature, pressed by a spring from its saddle, and to the saddle - material expanding under the influence of temperature, increasing in the longitudinal direction when a temperature of 0.5-0.9 of the temperature at which the breakthrough of the coolant occurs in the producing horizontal well.
На фигуре 1 схематично представлен предлагаемый способ и устройство для его осуществления.The figure 1 schematically shows the proposed method and device for its implementation.
На фигурах 2 и 3 схематично изображены предлагаемые конструкции температурных клапанов.In figures 2 and 3 schematically depict the proposed design of temperature valves.
Предложенный способ осуществляется следующим образом.The proposed method is as follows.
Сначала производят строительство верхней нагнетательной скважины 1 (см. фиг.1) и нижней добывающей скважины 2 с горизонтальными участками 3 и 4 соответственно, расположенными друг над другом и вскрывающими продуктивный пласт 5 с тяжелой нефтью или битумом, причем в процессе строительства нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин их горизонтальные участки 3 и 4, соответственно, оборудуют фильтрами 6 и 7.First, the construction of the upper injection well 1 (see Fig. 1) and the lower production well 2 with horizontal sections 3 and 4, respectively, located one above the other and opening the producing formation 5 with heavy oil or bitumen, is carried out, and during the construction of the injection 1 and producing 2 wells, their horizontal sections 3 and 4, respectively, are equipped with filters 6 and 7.
Нагнетательная скважина 1 используется для закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5, а добывающая скважина 2 используется для добычи тяжелой нефти или битума из продуктивного пласта 5.An injection well 1 is used to pump coolant into a producing formation 5, and a producing well 2 is used to produce heavy oil or bitumen from a producing formation 5.
Далее нагнетательную скважину 1 снабжают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 8 с пакером 9 и горизонтальным перфорированным участком 10.Next, the injection well 1 is equipped with a tubing string 8 with a packer 9 and a horizontal perforated section 10.
В добывающую скважину 2 спускают колонну НКТ 11 с пакером 12 погружным насосом 13 на конце, кроме того, на конце насоса 13 размещают хвостовик 14 с регулируемыми в зависимости от температуры клапанами 15, размещенными напротив зон продуктивного пласта 5, по всей длине горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 (см. фиг.1).A tubing string 11 is lowered into the production well 2 with the packer 12 by the submersible pump 13 at the end, in addition, a
Далее начинают осуществлять закачку теплоносителя от парогенератора (на фиг.1, 2, 3 не показано) в продуктивный пласт 5 по колонне НКТ 8 через его горизонтальный перфорированный участок 10 и фильтр 6 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1. В зависимости от проницаемости продуктивного пласта 5 подбирают давление нагнетания и в зависимости от эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта 5 определяют объем нагнетаемого пара, при этом происходит прогревание продуктивного пласта 5 с созданием паровой камеры.Next, they begin to pump coolant from the steam generator (not shown in FIGS. 1, 2, 3) into the reservoir 5 along the tubing string 8 through its horizontal perforated section 10 and filter 6 of the horizontal section 3 of the injection well 1. Depending on the permeability of the reservoir 5 the injection pressure is selected and, depending on the effective oil-saturated thickness of the reservoir 5, the volume of injected steam is determined, and the reservoir 5 is heated to create a steam chamber.
Отбор разогретой тяжелой нефти или битума осуществляют с помощью погружного насоса 13, например винтового, причем разогретая тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 сначала через фильтр 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 попадает внутрь горизонтального участка 4, где размещены температурные клапаны 15, которые в зависимости от температуры жидкости перепускают через себя в хвостовик 12 и далее на прием погружного насоса 13, который перекачивает тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.The selection of heated heavy oil or bitumen is carried out using a submersible pump 13, for example, a screw pump, and the heated heavy oil or bitumen from the reservoir 5 first passes through the filter 7 of the horizontal section 4 of the producing well 2 into the horizontal section 4, where the
Настройку температурного режима клапанов 15 производят перед спуском их в горизонтальный ствол 4 добывающей скважины 2 в зависимости от толщины продуктивного пласта и температуры, при которой происходит прорыв теплоносителя в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2. Количество температурных клапанов 15, установленных в составе хвостовика 14 в горизонтальном стволе 4 добывающей скважины 2, зависит от длины горизонтального участка 4, а также из расчета один клапан на 3-10 метров длины горизонтального участка 4 в зависимости от дебита скважины.The temperature regime of the
В процессе осуществления способа температурные клапаны 15 реагируют на температуру жидкости, которую они перепускают. Например, температура прорыва теплоносителя составляет 90°C, таким образом ,температура добываемых тяжелой нефти или битума, при которой температурные клапаны 15 остаются полностью открытыми и перепускают через себя тяжелую нефть или битум, составляет 90°C × 0,5=45°C. При превышении температуры 45°C в интервале 0,5-0,9 от температуры прорыва теплоносителя, то есть 90° × (0,5-0,9)=45°C-81°C начинается расширение материала (любого известного состава) под действием изменения температуры и происходит частичное перекрытие входного отверстия температурного клапана 15.In the process, the
При превышении температуры 81°C температурный клапан 15 полностью закрывается. Поэтому, когда в процессе осуществления способа в определенном интервале происходит прорыв теплоносителя через фильтр 7 в горизонтальный участок добывающей скважины 2, и при этом температура превышает 81°C, то полностью перекрывается один или несколько температурных клапанов 15 в зависимости от интервала прорыва теплоносителя в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2, при этом происходит уменьшение отбора разогретой тяжелой нефти или битума.When the temperature rises above 81 ° C, the
Устройство для осуществления предложенного способа включает верхнюю нагнетательную скважину 1 и нижнюю добывающую скважину 2 с горизонтальными участками 3 и 4 соответственно, расположенными друг над другом и вскрывшими продуктивный пласт 5. Нагнетательная скважина 1 на устье оборудована парогенератором (на фиг.1, 2, 3 не показано).A device for implementing the proposed method includes an upper injection well 1 and a lower production well 2 with horizontal sections 3 and 4, respectively, located one above the other and opening the reservoir 5. The injection well 1 at the wellhead is equipped with a steam generator (in FIGS. 1, 2, 3 shown).
Горизонтальные участки 3 и 4 соответственно нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин оборудованы фильтрами 6 и 7.Horizontal sections 3 and 4, respectively, of injection 1 and production 2 wells are equipped with filters 6 and 7.
Нагнетательная скважина 1 снабжена колонной НКТ 8 с пакером 9 и горизонтальным перфорированным участком 10.The injection well 1 is equipped with a tubing string 8 with a packer 9 and a horizontal perforated section 10.
В добывающую скважину 2 спущена колонна НКТ 11 с пакером 12 и погружным насосом 13 на конце. На конце погружного насоса 13 размещен хвостовик 14 с регулируемыми в зависимости от температуры клапанами 15. Температурные клапаны 15 могут быть выполнены в различных вариантах конструкции (см. фиг.2 и 3).A tubing string 11 with a packer 12 and a submersible pump 13 at the end is lowered into the production well 2. At the end of the submersible pump 13 there is a
Температурные клапаны 15 поджаты от своего седла 16 пружиной 17, а к седлу 16 - расширяющимся под действием изменения температуры материалом 18 (любого известного состава), увеличивающимся в продольном направлении при температуре 0,5-0,9 от температуры, при которой происходит прорыв теплоносителя в добывающую горизонтальную скважину или, как отмечено выше, 90°C × (0,5-0,9)=45°C-81°C. В данном интервале температур биметаллический материал 18 расширяется и увеличивается в продольном направлении, частично перекрывая входное отверстие 19. При превышении температуры 81°C входное отверстие 19 температурного клапана 15 полностью перекрывается.The
Если же температура перепускаемой жидкости через температурный клапан 15 находится в интервале 45°C-81°C, то входное отверстие 19 одного или нескольких температурных клапанов 15, работающих в данном интервале температур, частично перекрывается, что уменьшает отбор разогретой тяжелой нефти или битума на дневную поверхность.If the temperature of the bypassed liquid through the
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Осуществляют закачку теплоносителя от парогенератора в продуктивный пласт 5 (см. фиг.1) в нагнетательную скважину 1 по колонне НКТ 8 через его горизонтальный перфорированный участок 10 и фильтр 6 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1. Отбор разогретой тяжелой нефти или битума осуществляют с помощью погружного насоса 13, например винтового, причем разогретая тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 сначала через фильтр 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 попадает внутрь горизонтального участка 4, где размещены температурные клапаны 15, которые в зависимости от температуры жидкости перепускают через себя в хвостовик 12 и далее на прием погружного насоса 13, который перекачивает тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.The coolant is pumped from the steam generator into the reservoir 5 (see Fig. 1) into the injection well 1 through the tubing string 8 through its horizontal perforated section 10 and the filter 6 of the horizontal section 3 of the injection well 1. The heated heavy oil or bitumen is selected using a submersible a pump 13, for example a screw one, wherein the heated heavy oil or bitumen from the reservoir 5 first passes through the filter 7 of the horizontal section 4 of the producing well 2 into the horizontal section 4, where These are
В процессе работы устройства в определенном интервале происходит прорыв теплоносителя, например, при температуре 90°C через фильтр 7 в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2, при этом температура перепускаемой через температурный клапан 15 (см. фиг.1 и 2) жидкости находится в интервале 45°C-81°C, поэтому расширяющийся материал 18 нагревается и начинает увеличиваться в продольном направлении, и, растягивая пружину 17, частично перекрывает седло 16 температурного клапана 15. При превышении температуры 81°C входное отверстие 19 температурного клапана 15 полностью закрывается. В зависимости от длины интервала прорыва теплоносителя в горизонтальный участок 4 добывающей скважины могут закрыться как один, так и несколько температурных клапанов 15.During operation of the device in a certain interval, the coolant breaks down, for example, at a temperature of 90 ° C through the filter 7 into the horizontal section 4 of the production well 2, while the temperature of the liquid bypassed through the temperature valve 15 (see FIGS. 1 and 2) is in the range 45 ° C-81 ° C, so the expanding
Происходит уменьшение отбора разогретой тяжелой нефти или битума, перекачиваемого погружным насосом на дневную поверхность.There is a decrease in the selection of heated heavy oil or bitumen pumped by a submersible pump to the surface.
При снижении температуры жидкости во входном канале 19 (см. фиг.2 и 3) ниже 81°C расширяющийся материал 18 температурного клапана 15 начинает сжиматься и частично открывает входное отверстие 19 температурного клапана 15 благодаря возвратной силе пружины 17. При снижении температуры жидкости во входном канале 19 (см. фиг.2 и 3) ниже 45°C температурный клапан 15 полностью открывается и возвращается в исходное положение благодаря возвратной силе пружины 17.When the temperature of the liquid in the inlet channel 19 (see FIGS. 2 and 3) decreases below 81 ° C, the expanding
Предложенный способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины снижает финансовые и материальные затраты на его осуществление, так как способ осуществляется с помощью одноустьевой скважины. Кроме того, для осуществления способа не требуются дорогостоящие термодатчики и кабели, проложенные по всей длине обеих скважин.The proposed method for developing a heavy oil or bitumen field with regulation of the selection of well production reduces the financial and material costs of its implementation, since the method is carried out using a single well well. In addition, the implementation of the method does not require expensive temperature sensors and cables laid along the entire length of both wells.
Устройство, с помощью которого осуществляется данный способ, позволяет автоматически отключать определенный интервал(ы) горизонтального участка при прорыве в него теплоносителя и тем самым регулировать отбор продукции из скважины, а наличие фильтров в горизонтальных участках нагнетательной и добывающей скважинах позволяет продлить межремонтный период погружного насоса. Все вышеотмеченное позволяет повысить надежность работы устройства.The device with which this method is implemented allows you to automatically turn off a certain interval (s) of the horizontal section when the coolant breaks into it and thereby control the selection of products from the well, and the presence of filters in the horizontal sections of the injection and production wells allows you to extend the overhaul period of the submersible pump. All of the above can improve the reliability of the device.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009137567/03A RU2398103C1 (en) | 2009-10-09 | 2009-10-09 | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit with control of well production drawdown |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009137567/03A RU2398103C1 (en) | 2009-10-09 | 2009-10-09 | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit with control of well production drawdown |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2398103C1 true RU2398103C1 (en) | 2010-08-27 |
Family
ID=42798798
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009137567/03A RU2398103C1 (en) | 2009-10-09 | 2009-10-09 | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit with control of well production drawdown |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2398103C1 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455474C1 (en) * | 2011-02-04 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field |
| RU2456441C1 (en) * | 2011-02-25 | 2012-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well |
| RU2469186C1 (en) * | 2011-06-27 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
| RU2469185C1 (en) * | 2011-07-08 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
| RU2565292C1 (en) * | 2014-10-07 | 2015-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имен В.Д. Шашина | Device for operation intensification of horizontal well |
| RU2587675C2 (en) * | 2011-09-08 | 2016-06-20 | Статойл Петролеум Ас | Method and apparatus for controlling flow of fluid entering conduit |
| RU2588104C2 (en) * | 2011-09-08 | 2016-06-27 | Статойл Петролеум Ас | Self-contained valve equipped with temperature-sensitive device |
| RU2591860C1 (en) * | 2015-02-05 | 2016-07-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Южно-Уральский государственный университет" (национальный исследовательский университет) (ФГБОУ ВПО "ЮУрГУ" (НИУ)) | Method of extracting heavy oil from production reservoir and device for its implementation |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0424120A2 (en) * | 1989-10-17 | 1991-04-24 | Baroid Technology, Inc. | Borehole pressure and temperature measurement system |
| US5286109A (en) * | 1990-06-28 | 1994-02-15 | Schlumberger Industries Limited | Distributed temperature sensor |
| RU2148707C1 (en) * | 1998-08-27 | 2000-05-10 | Открытое акционерное общество научно-технологическая компания Российский межотраслевой научно-технологический комплекс "Нефтеотдача" | Device for bottom-hole thermal regulation of water injected into bed |
| RU2211318C2 (en) * | 2000-11-21 | 2003-08-27 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова" | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation |
| RU2287678C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting heterogeneous oil-bitumen deposit |
| 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 |
| RU2341652C1 (en) * | 2006-02-27 | 2008-12-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Control facilities employed at production of fluids by heating and operated in real time in producing well |
-
2009
- 2009-10-09 RU RU2009137567/03A patent/RU2398103C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0424120A2 (en) * | 1989-10-17 | 1991-04-24 | Baroid Technology, Inc. | Borehole pressure and temperature measurement system |
| US5286109A (en) * | 1990-06-28 | 1994-02-15 | Schlumberger Industries Limited | Distributed temperature sensor |
| RU2148707C1 (en) * | 1998-08-27 | 2000-05-10 | Открытое акционерное общество научно-технологическая компания Российский межотраслевой научно-технологический комплекс "Нефтеотдача" | Device for bottom-hole thermal regulation of water injected into bed |
| RU2211318C2 (en) * | 2000-11-21 | 2003-08-27 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова" | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation |
| RU2287678C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting heterogeneous oil-bitumen deposit |
| RU2341652C1 (en) * | 2006-02-27 | 2008-12-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Control facilities employed at production of fluids by heating and operated in real time in producing well |
| 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 |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455474C1 (en) * | 2011-02-04 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field |
| RU2456441C1 (en) * | 2011-02-25 | 2012-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well |
| RU2469186C1 (en) * | 2011-06-27 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
| RU2469185C1 (en) * | 2011-07-08 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
| RU2587675C2 (en) * | 2011-09-08 | 2016-06-20 | Статойл Петролеум Ас | Method and apparatus for controlling flow of fluid entering conduit |
| RU2588104C2 (en) * | 2011-09-08 | 2016-06-27 | Статойл Петролеум Ас | Self-contained valve equipped with temperature-sensitive device |
| RU2565292C1 (en) * | 2014-10-07 | 2015-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имен В.Д. Шашина | Device for operation intensification of horizontal well |
| RU2591860C1 (en) * | 2015-02-05 | 2016-07-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Южно-Уральский государственный университет" (национальный исследовательский университет) (ФГБОУ ВПО "ЮУрГУ" (НИУ)) | Method of extracting heavy oil from production reservoir and device for its implementation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2398103C1 (en) | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit with control of well production drawdown | |
| RU2407884C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2410534C1 (en) | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit by using two-head horizontal wells | |
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| US6039121A (en) | Enhanced lift method and apparatus for the production of hydrocarbons | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2305762C1 (en) | Method for viscous oil or bitumen deposit field development | |
| RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
| RU2412342C1 (en) | Procedure for development of deposit of heavy oil or bitumen with control of pumping heat carrier into well | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2527984C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
| RU2582256C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2468194C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections | |
| RU2555713C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2411356C1 (en) | Method and arrangement for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production | |
| RU2626845C1 (en) | High-viscosity oil or bitumen recovery method, using hydraulic fractures | |
| RU2473796C1 (en) | Development method of superviscous oil deposit in layer-by-layer non-homogeneous manifold with partial vertical connectivity | |
| RU2433256C1 (en) | Method of high-viscosity oil or bitumen pool development | |
| RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
| RU2413068C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU103845U1 (en) | DEVICE FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OIL OR BITUMEN | |
| RU2483205C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well | |
| RU2414593C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production | |
| RU2526047C1 (en) | Development of extra-heavy crude oil | |
| RU2301328C1 (en) | Method for highly-viscous oil production from horizontal well under reservoir treatment with heat |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161010 |