RU2411356C1 - Method and arrangement for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production - Google Patents
Method and arrangement for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production Download PDFInfo
- Publication number
- RU2411356C1 RU2411356C1 RU2009139706/03A RU2009139706A RU2411356C1 RU 2411356 C1 RU2411356 C1 RU 2411356C1 RU 2009139706/03 A RU2009139706/03 A RU 2009139706/03A RU 2009139706 A RU2009139706 A RU 2009139706A RU 2411356 C1 RU2411356 C1 RU 2411356C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- filter
- horizontal
- production
- sections
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Working-Up Tar And Pitch (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения тяжелой нефти или битума.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of heavy oil or bitumen deposits.
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 dated 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 Olona tubing to the inlet and outlet sections, the selection of the product at the outlet portion in the continuation of the coolant injection inlet portion.
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, при этом 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), including the construction of a production double-well horizontal well and production selection, while higher than the production double-well horizontal in parallel with 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 is being built in the adjacent section of the reservoir, pairs of double-well horizontal x wells are carried out separately, covering the most productive zones of the reservoir, the operating modes of the pairs of dual wellhead horizontal wells for injection are established taking into account the characteristics of each site of the reservoir, the coolant is pumped into the upper injection dual wellhead horizontal wells from both mouths, and production is selected from the producing horizontal dual wellheads with a swab pump moreover, the swab pumps of adjacent producing double-mouth horizontal wells are connected to each other.
Недостатком данного способа является ограниченность его применения, так как его можно осуществить только при наличии рядом расположенных пар двухустьевых нагнетательных и добывающих скважин.The disadvantage of this method is its limited use, since it can only be done if there are pairs of dual-well injection and production wells located nearby.
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, при этом 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 selection of products through the two-mouth horizontal production well, while heating of the reservoir begins with steam injection in both wells, heat the intersection the important zone of the formation, reduce the viscosity of oil or bitumen, and the steam chamber is created by pumping the coolant with the possibility of punching the latter to the top of the reservoir and increasing the size of the steam chamber during the selection process, in which thermograms of the steam chamber are taken, the state of its heating is analyzed for uniform heating 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 coolant injection modes and selection of products, while the volume of coolant pumped through the mouth of the injection well and / or the selection of products through the mouth of the producing well is changed in the ratio,%: (10-90) :( 90-10).
Известно устройство для осуществления данного способа, 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 кабелем с термодатчиками.A device for implementing this method is known, including a double-wellhead injection and lower production wells 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, while both wells are provided 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, большие материальные затраты, связанные с тем, что термодатчики на кабеле размещены по всей длине стволов двухустьевых скважин;- secondly, high 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-третьих, низкая надежность устройства, с помощью которого осуществляется предложенный способ, так как на прием насоса в добывающей скважине не установлен фильтр, и в случае прорыва теплоносителя песок, шлам и т.п. попадают в насос, что ведет к быстрой поломке насоса;- thirdly, the low reliability of the device with which the proposed method is implemented, since there is no filter installed at the pump in the production well, and in case of a coolant breakthrough, sand, sludge, etc. fall into the pump, which leads to a quick breakdown of the pump;
- 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 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, on the basis of which the direction of filtration and / or the modes of pumping the coolant and product 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 prevent breakthrough of the coolant in the horizontal section of the producing well.
Технической задачей изобретения является сокращение финансовых и материальных затрат на осуществление способа с возможностью отключения определенного интервала горизонтального участка при прорыве в него теплоносителя, а также повышение надежности работы устройства, с помощью которого осуществляется предложенный способ за счет установки извлекаемого хвостовика-фильтра.An object of the invention is to reduce financial and material costs for the implementation of the method with the ability to disable a certain interval of the horizontal section when the coolant breaks into it, as well as improving the reliability of the device with which the proposed method is implemented by installing the extractable filter shank.
Поставленная техническая 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, при этом горизонтальные участки скважин оборудуют фильтрами.The stated technical 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 heating the formation, creating a steam chamber and selecting production through a horizontal production well with a decrease in selection in areas of the presence of temperature peaks, by avnomerny heating steam chamber, wherein the horizontal sections of wells equipped with filters.
Новым является то, что при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, при этом внутри фильтра горизонтального участка добывающей скважины под погружным насосом размещают извлекаемый хвостовик-фильтр, кольцевая полость которого заполнена термогранулами, а снаружи - снабжен уплотнительными элементами, разбивающими фильтр на секции и позволяющими регулировать по секциям пропускную способностью в зависимости от температуры отбираемой продукции, уменьшение отбора производят за счет расширения термогранул до полного перекрытия перетока в той(тех) секции(секциях) фильтра, размещенной(размещенных) напротив зон продуктивного пласта, где 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, while inside the filter of the horizontal section of the producing well, under the submersible pump, a retrievable filter shank is placed, the annular cavity of which is filled with thermal granules, and on the outside it is equipped with sealing elements that break the filter into sections and allow regulate the throughput in sections depending on the temperature of the selected products, the selection is reduced by expanding the thermogranules to full overlap of the overflow in that (those) section (s) of the filter located (placed) opposite the zones of the reservoir, where 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 horizontal well.
Эта задача также решается устройством для осуществления этого способа, включающим верхнюю нагнетательную скважину и нижнюю добывающую скважину с горизонтальными участками, оснащенными фильтрами и 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 equipped with filters and 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 нагнетательной и добывающей скважин оборудованы фильтрами, при этом внутри фильтра в горизонтальном участке добывающей скважины под погружным насосом установлен извлекаемый хвостовик-фильтр, состоящий из наружной и внутренней цилиндрических сеток, кольцевая полость которых заполнена термогранулами, причем извлекаемый хвостовик-фильтр снаружи снабжен уплотнительными элементами, герметично взаимодействующими с фильтром горизонтального участка добывающей скважины и разбивающим его на секции.What is new is that the horizontal sections of the injection and production wells are equipped with filters, while inside the filter in the horizontal section of the production well, under the submersible pump, a retrievable filter shank is installed, consisting of an outer and inner cylindrical mesh, the annular cavity of which is filled with thermogranules, and the retrievable shank is the filter is provided on the outside with sealing elements that tightly interact with the filter of the horizontal section of the producing well and break it into projection.
На фигуре 1 схематично представлен предлагаемый способ и устройство для его осуществления.The figure 1 schematically presents the proposed method and device for its implementation.
На фигуре 2 схематично изображена секция предлагаемого хвостовика-фильтра.The figure 2 schematically shows a section of the proposed shank filter.
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.First, the construction of the upper injection well 1 (see Fig. 1) and the lower producing well 2 with
В процессе строительства нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин их горизонтальные участки 3 и 4, соответственно, оборудуют фильтрами 6 и 7.During the construction of
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 the producing
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
В добывающую скважину 2 спускают колонну НКТ 11, причем снизу прием 12 погружного насоса 13, например электроцентробежного насоса (ЭЦН), спущенного в составе колонны НКТ 11, сообщается с хвостовиком-фильтром 14.The
Кольцевая полость 15 хвостовика-фильтра 14 заполнена термогранулами, а снаружи - снабжена уплотнительными элементами 16; 16'; 16" … 16n, разбивающими фильтр 7 на секции 7'; 7" … 7n, что позволяет регулировать по секциям 7'; 7" … 7n пропускную способностью в зависимости от температуры отбираемой продукции.The
Уменьшение отбора производят за счет расширения термогранул до полного перекрытия перетока отбираемой продукции в той(тех) секции(секциях) 7′; 7" … 7n фильтра 7, размещенного(размещенных) напротив зон продуктивного пласта, где температура добываемых тяжелой нефти или битума соответственно составляет 0,5-0,9 от температуры, при которой происходит прорыв теплоносителя в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2.The selection is reduced by expanding the thermogranules to completely shut off the flow of the selected products in that (those) section (s) 7 ′; 7 "... 7 n
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
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 секций 7′; 7" … 7n, разделенных между собой уплотнительными элементами 16; 16′; 16" … 16n. Далее отбираемая продукция поступает сквозь кольцевую полость 15, заполненную термогранулами, внутрь хвостовика-фильтра 14 и далее - на прием погружного насоса 13, который перекачивает тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.The selection of preheated heavy oil or bitumen is carried out using a
В процессе осуществления способа термогранулы, находящиеся в кольцевой полости хвостовика-фильтра 14, реагируют на температуру отбираемой продукции, которую они перепускают. Например, температура прорыва теплоносителя составляет 90°С, таким образом, температура добываемых тяжелой нефти или битума, при которой термогранулы остаются в начальном состоянии и свободно перепускают через себя тяжелую нефть или битум, составляет 90°С×0,5=45°С.During the implementation of the method, the thermogranules located in the annular cavity of the
При превышении температуры 45°С в интервале 0,5-0,9 от температуры прорыва теплоносителя, то есть 90°С×(0,5-0,9)=45°С-81°С, начинается расширение термогранул в кольцевой полости 15, и пропускная способность хвостовика-фильтра 14 в том(тех) участке(участках), а именно напротив той(тех) секции(секций) 7′; 7" … 7n фильтра 7, где происходит данное повышение температуры от 45°С до 81°С, снижается.When the temperature is exceeded 45 ° C in the range of 0.5-0.9 from the temperature of the breakthrough of the coolant, i.e. 90 ° C × (0.5-0.9) = 45 ° C-81 ° C, the expansion of the thermogranules in the annular cavity begins 15, and the throughput of the
При превышении отбираемой продукцией температуры 81°С термогранулы в кольцевой полости 15 расширяются до полного прекращения перетока отбираемой продукции внутрь хвостовика-фильтра 14, причем полное перекрытие перетока отбираемой продукции происходит именно в том(ех) участке(ах) хвостовика-фильтра 14, который(которые) размещен(размещены) напротив той(тех) секции(секций) 7′; 7" … 7n фильтра 7, где происходит данное повышение температуры, при этом происходит уменьшение отбора разогретой тяжелой нефти или битума.When the temperature of the product taken by the product exceeds 81 ° C, the thermogranules in 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 не показано).A device for implementing the proposed method includes an upper injection well 1 and a lower production well 2 with
Горизонтальные участки 3 и 4, соответственно, нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин оборудованы фильтрами 6 и 7.
Нагнетательная скважина 1 снабжена колонной НКТ 8 с пакером 9 и горизонтальным перфорированным участком 10.The injection well 1 is equipped with a
В добывающую скважину 2 спущена колонна НКТ 11 с пакером 12 и погружным насосом 13 на конце.A
Внутри фильтра 7 в горизонтальном участке 4 добывающей скважины 2 под погружным насосом 13 установлен извлекаемый хвостовик-фильтр 14, кольцевая полость 15 которого заполнена термогранулами, причем хвостовик-фильтр снаружи снабжен уплотнительными элементами 16, герметично взаимодействующими с фильтром 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 и разбивающими его на секции 7′; 7" … 7n.Inside the
Извлекаемый хвостовик-фильтр 14 состоит из наружной 17 и внутренней 18 цилиндрических сеток, кольцевая полость 15 которых заполнена термогранулами.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 секций 7′; 7" … 7n, разделенных между собой уплотнительными элементами 16; 16′; 16" … 16n. Далее отбираемая продукция поступает сквозь наружную цилиндрическую сетку 17 в кольцевую полость 15, заполненную термогранулами, далее через внутреннюю цилиндрическую сетку 18 отбираемая продукция поступает внутрь хвостовика-фильтра 14 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
В процессе осуществления способа термогранулы, находящиеся в кольцевой полости извлекаемого хвостовика-фильтра 14, реагируют на температуру отбираемой продукции, которую они перепускают. Например, температура прорыва теплоносителя составляет 90°С, таким образом, температура добываемых тяжелой нефти или битума, при которой термогранулы остаются в начальном состоянии и свободно перепускают через себя тяжелую нефть или битум, составляет 90°С×0,5=45°С.During the implementation of the method, the thermogranules located in the annular cavity of the
При превышении температуры 45°С в интервале 0,5-0,9 от температуры прорыва теплоносителя, то есть 90°С×(0,5-0,9)=45°С-81°С, начинается расширение термогранул в кольцевой полости 15, и пропускная способность извлекаемого хвостовика - фильтра 14 в том участке, а именно напротив той секции 7′; 7" … 7n фильтра 7, где происходит данное повышение температуры от 45°С до 81°С, снижается.When the temperature is exceeded 45 ° C in the range of 0.5-0.9 from the temperature of the breakthrough of the coolant, i.e. 90 ° C × (0.5-0.9) = 45 ° C-81 ° C, the expansion of the thermogranules in the annular cavity begins 15, and the throughput of the retrievable liner -
При превышении отбираемой продукцией температуры 81°С термогранулы в кольцевой полости 15 расширяются до полного прекращения перетока отбираемой продукции внутрь извлекаемого хвостовика-фильтра 14, причем полное перекрытие перетока отбираемой продукции происходит именно в том(тех) участке(участках) извлекаемого хвостовика-фильтра 14, который(которые) размещен(размещены) напротив той(тех) секции(секций) 7′; 7" … 7n фильтра 7, где происходит данное повышение температуры, при этом происходит уменьшение отбора разогретой тяжелой нефти или битума.When the temperature of the selected product exceeds 81 ° C, the granules in the
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 deposit 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 снижать или полностью отключать определенный интервал(интервалы) горизонтального участка при прорыве в него теплоносителя благодаря извлекаемому хвостовику-фильтру, заполненному термогранулами, и тем самым регулировать отбор продукции из скважины. Кроме того, хвостовик-фильтр спускается в горизонтальный участок добывающей скважины на конце колонны НКТ и размещается на приеме насоса, при этом он выполнен извлекаемым, что при необходимости позволяет извлечь его из скважины, что в целом повышает надежность работы устройства.The device with which this method is implemented allows to reduce or completely turn off a certain interval (s) of the horizontal section when the coolant breaks into it thanks to the removable filter shank filled with thermogranules, and thereby control the selection of products from the well. In addition, the filter liner is lowered into the horizontal section of the production well at the end of the tubing string and placed at the pump intake, while it is removable, which, if necessary, allows it to be removed from the well, which generally increases the reliability of the device.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009139706/03A RU2411356C1 (en) | 2009-10-27 | 2009-10-27 | Method and arrangement for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009139706/03A RU2411356C1 (en) | 2009-10-27 | 2009-10-27 | Method and arrangement for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2411356C1 true RU2411356C1 (en) | 2011-02-10 |
Family
ID=46309282
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009139706/03A RU2411356C1 (en) | 2009-10-27 | 2009-10-27 | Method and arrangement for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2411356C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2469187C1 (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 |
| RU2679423C1 (en) * | 2018-04-04 | 2019-02-08 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals |
| CN110952962A (en) * | 2019-06-04 | 2020-04-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | Pressure measuring and chemical adding device for oil well mouth and using method thereof |
| RU2730504C1 (en) * | 2020-01-14 | 2020-08-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of development of high-viscosity oil deposit using thermal methods and device for implementation thereof |
| RU2733563C2 (en) * | 2018-12-04 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of producing bituminous oil from a horizontal well |
-
2009
- 2009-10-27 RU RU2009139706/03A patent/RU2411356C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2469187C1 (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 |
| RU2679423C1 (en) * | 2018-04-04 | 2019-02-08 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals |
| RU2733563C2 (en) * | 2018-12-04 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of producing bituminous oil from a horizontal well |
| CN110952962A (en) * | 2019-06-04 | 2020-04-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | Pressure measuring and chemical adding device for oil well mouth and using method thereof |
| CN110952962B (en) * | 2019-06-04 | 2022-02-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | Pressure measuring and chemical adding device for oil well mouth and using method thereof |
| RU2730504C1 (en) * | 2020-01-14 | 2020-08-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of development of high-viscosity oil deposit using thermal methods and device for implementation thereof |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| 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 | |
| RU2411356C1 (en) | Method and arrangement for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production | |
| RU2412342C1 (en) | Procedure for development of deposit of heavy oil or bitumen with control of pumping heat carrier into well | |
| RU2398103C1 (en) | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit with control of well production drawdown | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2334867C1 (en) | Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method | |
| 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 | |
| RU2413068C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2527984C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
| RU103845U1 (en) | DEVICE FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OIL OR BITUMEN | |
| RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
| RU2433256C1 (en) | Method of high-viscosity oil or bitumen pool development | |
| RU2412343C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production | |
| RU2455473C2 (en) | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit | |
| RU2469186C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well | |
| RU2483205C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well | |
| RU2225942C1 (en) | Method for extraction of bituminous deposit | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| RU2414593C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production | |
| RU2301328C1 (en) | Method for highly-viscous oil production from horizontal well under reservoir treatment with heat | |
| RU2474680C1 (en) | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit using two-head horizontal wells | |
| RU2339808C1 (en) | Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit | |
| RU2505668C1 (en) | Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161028 |