RU2474680C1 - Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit using two-head horizontal wells - Google Patents
Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit using two-head horizontal wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2474680C1 RU2474680C1 RU2011134992/03A RU2011134992A RU2474680C1 RU 2474680 C1 RU2474680 C1 RU 2474680C1 RU 2011134992/03 A RU2011134992/03 A RU 2011134992/03A RU 2011134992 A RU2011134992 A RU 2011134992A RU 2474680 C1 RU2474680 C1 RU 2474680C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pipe string
- section
- production
- diameter
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Extraction Or Liquid Replacement (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 месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2340768, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №32, 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).A known method of developing a field of heavy oil or bitumen using double-mouth horizontal wells (patent RU No. 2340768, IPC 8 ЕВВ 43/24, published in Bulletin No. 32, 12/10/2008), including the injection of coolant through a double-mouth horizontal injection well, warming up the productive formation with the creation of a steam chamber and selecting products through the two-mouth horizontal production well, characterized in that the heating of the productive formation is started by injecting steam into both wells, warming the inter-well zone of the formation, reducing the viscosity of oil or bitumen, and the steam chamber is created by pumping 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, the state of its heating for uniformity of heating and the presence of temperature peaks are analyzed and Taking into account the obtained thermograms, the steam chamber is uniformly heated by changing the direction of filtration and / or the modes of pumping the coolant and selecting products, while 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).
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 two-wellhead upper 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 production 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, 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;- firstly, the low reliability of the device with which the proposed method is implemented, since the pumps do not have filters, and in the event of a coolant breakthrough, sand, sludge, etc. enter the pump, which leads to a quick breakdown of the pump;
- во-вторых, большие финансовые и материальные затраты на осуществление способа, связанные с тем, что термодатчики на кабеле размещены по всей длине стволов двухустьевых скважин;- secondly, the large financial and material costs for implementing the method 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, в процессе осуществления способа необходим постоянный контроль за температурным режимом в паровой камере, так как 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.- thirdly, during the implementation of the method, constant monitoring of the temperature regime in the steam chamber is necessary, since the breakthrough of the coolant into the horizontal section of the producing well is judged by the readings of the temperature sensors, based on which the thermograms of the steam chamber are built, their analysis is made, on the basis of which they are changed direction of filtration and / or modes of coolant injection and product selection.
Наиболее близким по технической сущности является способ и устройство для разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2410534, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №3 от 27.01.2011 г.). Способ включает строительство двухустьевых верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через добывающую скважину с уменьшением отбора в зонах наличия температурных пиков, осуществляя равномерный прогрев паровой камеры, при строительстве скважин горизонтальный участок добывающей скважины оборудуют секциями фильтра с уменьшаемой по секциям пропускной способностью в зависимости от прорыва теплоносителя.The closest in technical essence is the method and device for developing a heavy oil or bitumen field using double-well horizontal wells (patent RU No. 2410534, IPC 8 ЕВВ 43/24, published in bulletin No. 3 dated January 27, 2011). The method includes the construction of a double-mouth upper injection and lower production wells with horizontal sections located one above the other, pumping the heat carrier through the injection well with heating the formation by creating a steam chamber and selecting products through the production well with a decrease in extraction in areas of temperature peaks, providing uniform heating of the steam chamber , during well construction, the horizontal section of the producing well is equipped with filter sections with a reduced throughput section ability depending on the breakthrough of the coolant.
Устройство для осуществления данного способа включает двухустьевые верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, причем горизонтальный участок добывающей скважины оборудован фильтром, выполненным в виде трубы, установленной внутри вскрытого участка обсадной трубы с зазором, который разбит на секции герметичными кольцевыми вставками, причем зазоры в секциях заполнены водонабухающими гранулами.A device for implementing this method includes a double-mouth upper injection and lower production wells with horizontal sections located one above the other, and the horizontal section of the production well is equipped with a filter made in the form of a pipe installed inside the exposed section of the casing with a gap, which is divided into sections by sealed annular inserts, and the gaps in the sections are filled with water-swelling granules.
Недостатками данного способа и устройства являются:The disadvantages of this method and device are:
- во-первых, сложность конструкции и дороговизна осуществления способа, связанная с наличием двух насосов, спущенных с обоих устьев в двухустьевую нагнетательную скважину, а также с необходимостью большого объема (количества) дорогостоящих водонабухающих гранул, которыми заполнено внутреннее пространство фильтра на протяжении всего горизонтального участка двухустьевой добывающей скважины;- firstly, the complexity of the design and the high cost of implementing the method associated with the presence of two pumps lowered from both mouths into a two-well injection well, as well as the need for a large volume (quantity) of expensive water-swelling granules that fill the filter’s internal space throughout the entire horizontal section dual well production well;
- во-вторых, низкая надежность в работе, т.к. наличие двух работающих насосов увеличивает вероятность выхода их из строя, а водонабухающие гранулы расширяются при любом контакте с водой;- secondly, low reliability, because the presence of two working pumps increases the likelihood of their failure, and water-swelling granules expand upon any contact with water;
- в-третьих, пропускная способность продукции из зон отбора, поступающая на прием насоса, регулируется водонабухающими гранулами, которыми заполнены секции фильтров, при этом водонабухающие гранулы расширяются при взаимодействии с водой, например при прорыве в фильтр добывающей скважины теплоносителя или пластовой воды. В результате пропускная способность фильтра из зон отбора продукции снижается вплоть до прекращения поступления жидкости внутрь горизонтального участка двухустьевой добывающей скважины, при этом в последующем, например, при снижении объема закачки теплоносителя в нагнетательную скважину для равномерности прогрева паровой камеры в продуктивном пласте пропускная способность фильтра из этих зон отбора уже не восстанавливается, при этом нарушается равномерность прогрева паровой камеры в продуктивном пласте;- thirdly, the throughput of the products from the selection zones, arriving at the pump intake, is regulated by water swellable granules with which the filter sections are filled, while water swellable granules expand when interacting with water, for example, when a coolant or produced water breaks into the filter of an extracting well. As a result, the filter throughput from the production zones decreases until the liquid stops flowing into the horizontal section of the dual well production well, and subsequently, for example, when the coolant is pumped into the injection well for a uniform heating of the steam chamber in the reservoir, the filter throughput from these selection zones are no longer being restored, while the uniformity of heating the steam chamber in the reservoir is violated;
в-четвертых, сложность спуска геофизических приборов для проведения исследований в интервал фильтра горизонтального участка добывающей скважины, заполненного водонабухающими гранулами в процессе осуществления способа.fourthly, the difficulty of launching geophysical instruments for conducting research into the filter interval of a horizontal section of a producing well filled with water-swelling granules during the implementation of the method.
Задачами изобретения являются регулирование объема отбора продукции из зон отбора продукции в процессе эксплуатации двухустьевой добывающей скважины в зависимости от наличия температурных пиков на термограммах, снимаемых в двухустьевой добывающей скважине за счет изменения соотношения пропускной способности зон отбора продукции и исключение (уменьшение объема) попадания теплоносителя или пластовых вод из этих зон отбора на прием насоса, а также упрощение конструкции устройства, удешевление осуществления способа и повышение надежности работы устройства при осуществлении способа и беспрепятственного спуска геофизических приборов в интервал фильтра горизонтального участка добывающей скважины.The objectives of the invention are to regulate the volume of production from the zones of production during the operation of the double-well production well, depending on the presence of temperature peaks on the thermograms recorded in the double-well production well due to a change in the ratio of the throughput of the product take-off zones and the exclusion (decrease in volume) of coolant or formation water from these selection zones to the pump intake, as well as simplifying the design of the device, reducing the cost of implementing the method and increasing the reliability the device’s operation during the implementation of the method and unimpeded descent of geophysical instruments into the filter interval of the horizontal section of the producing well.
Поставленная задача решается способом разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин, включающим строительство двухустьевых верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, оборудование их фильтрами, выполненными в виде перфорированной обсадной колонны, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через добывающую скважину с уменьшением отбора в зонах наличия температурных пиков, отслеживаемых по термограммам, снимаемым с термодатчиков, спущенных в горизонтальный участок двухустьевой добывающей скважины, на основании которых осуществляют равномерный прогрев паровой камеры.The problem is solved by the method of developing a heavy oil or bitumen field using double-well horizontal wells, including the construction of double-well upper injection and lower production wells with horizontal sections located one above the other, equipping them with filters made in the form of a perforated casing string, pumping coolant through the injection well with heating the formation by creating a steam chamber and taking products through a production well with a decrease in selection and in areas where there are temperature peaks, monitored by thermograms taken from temperature sensors, lowered into the horizontal section of the dual-well production well, on the basis of which the steam chamber is uniformly heated.
Новым является то, что вовнутрь фильтра добывающей скважины с обоих устьев спускают колонны труб, причем диаметр конечного участка одной из колонн труб больше диаметра конечного участка другой колонны труб для обеспечения телескопического концентричного размещения друг в друге, в процессе спуска колонну труб с конечным участком большего диаметра снабжают насосом, а снаружи - пакером, разделяют фильтр на две зоны отбора продукции путем посадки пакера, а регулирование пропускной способности каждой из зоны отбора продукции осуществляют в зависимости от зоны прорыва теплоносителя и/или пластовых вод путем ограниченного осевого перемещения вверх-вниз колонны труб с конечным участком меньшего диаметра и ее фиксацией на устье скважины.New is the fact that pipe columns are lowered from both mouths into the filter of the production well, and the diameter of the final section of one of the pipe columns is larger than the diameter of the final section of the other pipe string to ensure concentric telescopic placement in each other, during the descent the pipe string with the final section of a larger diameter they are equipped with a pump, and on the outside - with a packer, the filter is divided into two product selection zones by planting the packer, and the throughput of each of the product selection zone is controlled in depending on the breakthrough zone of the coolant and / or formation water by means of limited axial up-down movement of the pipe string with a finite section of a smaller diameter and its fixation at the wellhead.
Поставленная задача также решается устройством для осуществления этого способа, включающим двухустьевые верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, горизонтальные участки нагнетательной и добывающей скважин оборудованы фильтрами, выполненными в виде перфорированной обсадной колонны, и термодатчики, спущенные в горизонтальный участок двухустьевой добывающей скважины.The problem is also solved by a device for implementing this method, including a double-mouth upper injection and lower production wells with horizontal sections located one above the other, horizontal sections of the injection and production wells are equipped with filters made in the form of a perforated casing, and temperature sensors lowered into a horizontal section dual well production well.
Новым является то, что фильтр добывающей скважины оснащен колоннами труб, спускаемыми в него с обоих устьев, диаметр конечного участка одной из колонн труб больше диаметра конечного участка другой колонны труб для обеспечения телескопического концентричного размещения друг в друге, в исходном положении зафиксированные срезным штифтом, причем колонна труб с конечным участком большего диаметра снабжена насосом, а снаружи - пакером, разделяющим фильтр на две зоны отбора продукции, при этом на колонне труб с конечным участком большего диаметра слева и справа от пакера выполнены два отверстия, соответствующие первой и второй зонам отбора продукции и имеющие возможность сообщения с приемом насоса, причем одно отверстие сообщается непосредственно с приемом насоса, а другое отверстие через боковые каналы, выполненные в колонне труб с конечным участком меньшего диаметра, и позволяющие регулировать пропускную способность зон отбора продукции осевым ограниченным перемещением вверх-вниз колонны труб с конечным участком меньшего диаметра и размещением шайб расчетной высоты, устанавливаемых между опорным фланцем и планшайбой и фиксацией колонны труб на устье скважины.New is that the filter of the producing well is equipped with pipe columns that are lowered into it from both mouths, the diameter of the end section of one of the pipe columns is larger than the diameter of the end section of the other pipe string to ensure telescopic concentric placement in each other, fixed in the initial position by a shear pin, and the pipe string with a final section of a larger diameter is equipped with a pump, and on the outside - a packer dividing the filter into two production zones, while on the pipe string with a final section of a larger diameter To the left and to the right of the packer, two openings are made corresponding to the first and second production sampling zones and having the possibility of communication with the pump intake, one hole communicating directly with the pump intake and the other hole through the side channels made in the pipe string with a finite section of smaller diameter , and allowing to regulate the throughput of product selection zones by axial limited up-down movement of the pipe string with a finite section of a smaller diameter and placement of washers of the estimated height, mounted between the support flange and the face plate and fixing the pipe string at the wellhead.
На фиг.1 и 2 схематично представлен предлагаемый способ и устройство для разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин.Figure 1 and 2 schematically shows the proposed method and device for developing a field of heavy oil or bitumen using double-well horizontal wells.
На фиг.3 схематично изображено одно из устьев скважины с максимальным количеством шайб.Figure 3 schematically shows one of the wellheads with a maximum number of washers.
На фиг.4 изображен вид сверху шайбы.Figure 4 shows a top view of the washer.
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.The proposed method is as follows.
Производят строительство верхней двухустьевой нагнетательной скважины 1 (см. фиг.1) и нижней двухустьевой добывающей скважины 2 с горизонтальными участками 3 и 4 соответственно, расположенными друг над другом и вскрывающими продуктивный пласт 5 с тяжелой нефтью или битумом. При строительстве двухустьевой нагнетательной скважины 1 и добывающей скважины 2 их горизонтальные участки 3 и 4 оснащают соответственно фильтрами 6 и 7, которые выполняют в виде перфорированной обсадной колонны. Двухустьевую нагнетательную скважину 1 используют для закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5, а двухустьевую добывающую скважину 2 используют для добычи тяжелой нефти или битума из продуктивного пласта 5.The construction of the upper double-well injection well 1 (see Fig. 1) and the lower double-well production well 2 with
Термодатчики 8 спускают в горизонтальный участок 4 двухустьевой добывающей скважины 2 для снятия термограмм с целью определения наличия температурных пиков при прорыве теплоносителя и/или пластовых вод в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2 в процессе осуществления способа.The temperature sensors 8 are lowered into the horizontal section 4 of the double-well production well 2 to take thermograms in order to determine the presence of temperature peaks during the breakthrough of the coolant and / or formation water into the horizontal section 4 of the production well 2 in the process.
Двухустьевую нагнетательную скважину 1 снабжают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 9 с пакерами 10 и 10' с горизонтальным перфорированным участком 11.The double-well injection well 1 is provided with a
В фильтр 7 добывающей скважины 2 с обоих устьев спускают колонны труб 12 и 13 (см. фиг.1 и 2), соответственно.In the
Диаметр конечного участка 14 колонны труб 12 больше диаметра конечного участка 15 колонны труб 13. Конечные участки колонн труб выполнены с возможностью телескопического концентричного размещения друг в друге. Например, за счет применения конечных участков 14 и 15 (см. фиг.2) колонн труб 12 и 13, соответственно, разного диаметра, например 89 мм и 60 мм или 102 мм и 73 мм, они концентрично размещаются друг в друге. В процессе спуска колонну труб 12 снаружи снабжают пакером 16 с разделением фильтра 7 (см. фиг.1) на две зоны Q1 и Q2 отбора продукции справа и слева от пакера 16, соответственно, длинами L1 и L2. Пакер 16 сажают в неперфорированном участке 16' фильтра 7. На колонне труб 12 слева и справа от пакера 16 выполнены два отверстия 17 и 18 соответственно, например, выполненные в виде продольных пазов, пропускная способность которых определяется опытным путем и соответствует зонам отбора продукции Q1 и Q2, соответственно.The diameter of the
Колонну труб 12 снабжают насосом 19 (например, скважинный штанговый насос дифференциального типа НН-2СП для добычи вязкой нефти, поставляемый ООО ТД «Элкам-Нефтемаш» Россия, г.Пермь). Как отверстие 17, так и отверстие 18, соответствующие первой Q1 и второй Q2 зонам отбора продукции в добывающей скважине 2, имеют возможность сообщения с приемом насоса 19 (см. фиг.1).The
Производительность насоса 19 подбирают исходя из суммарного объема отбора продукции из обеих зон отбора продукции Q1 и Q2.The performance of the
Первое отверстие 17 (см. фиг.1) непосредственно сообщается с приемом насоса 19, а второе отверстие 18 (см. фиг.2) через боковые каналы 20, выполненные в колонне труб 13 с конечным участком 15 меньшего диаметра. Пропускная способность боковых каналов 20 должна быть не меньше пропускной способности отверстия 18, т.е. суммарная площадь поперечных сечений боковых каналов 20 должна быть больше площади поперечного сечения отверстия 18. Количество боковых каналов 20 и их размеры зависят от диаметра колонны труб 13.The first hole 17 (see FIG. 1) directly communicates with the intake of the
Регулирование (изменение соотношений) пропускной способности каждой зоны отбора продукции Q1 и Q2 изменяют в зависимости от зоны прорыва теплоносителя и/или пластовых вод. С устья скважины, через которое спущена колонна труб 13 с конечным участком 15 меньшего диаметра, осуществляют ограниченное осевое перемещение колонны труб 13 вверх-вниз с регулировкой посредством размещения (установки) - снятия шайб 21', 21", 21'", 21"" (см. фиг.3) расчетной высоты и фиксацией колонны труб 13 на опорном фланце 22 при помощи планшайбы 23 на устье двухустьевой добывающей скважины 2. Опытным путем определяют необходимое количество положений для регулирования (изменения соотношений) объема (пропускной способности) продукции из обеих зон отбора продукции Q1 и Q2. Например, (см. фиг.3) Q1=0 на Q2=1; Q1=1/4 на Q2=3/4, Q1=1/2 нa Q2=1/2; Q1=3/4 нa Q2=1/4.Regulation (change in ratios) of the throughput capacity of each production selection zone Q 1 and Q 2 is changed depending on the breakthrough zone of the coolant and / or formation water. From the wellhead, through which the
В исходном положении конечные участки 14 и 15 (см. фиг.2) колонн труб 12 и 13, соответственно, зафиксированы срезным штифтом 24, в котором пропускная способность первой Q1 и второй Q2 зон отбора продукции равны между собой и составляют 50% на 50%, т.е. (Q1=1/2 на Q2=1/2), при этом на устье (см. фиг.3), через которое спущена колонна труб 13, между опорным фланцем 22 и планшайбой 23 устанавливают две шайбы 21' и 21" расчетной высоты (определяется опытным путем исходя из длины L1 и L2, соответственно, отверстий 17 и 18), например, высотой по 10 мм каждая, т.е. 2×10 мм=20 мм.In the initial position, the
Несанкционированные перетоки жидкости в процессе осуществления способа предотвращают уплотнительные кольца (на фиг.2 показаны условно).Unauthorized fluid flows during the implementation of the method prevent the o-rings (figure 2 shown conventionally).
Далее начинают осуществлять закачку теплоносителя (например, водяной пар) от парогенератора (на фиг.1, 2 не показано) в продуктивный пласт 5 (см. фиг.1) по колонне НКТ 9 через его горизонтальный перфорированный участок 11 и горизонтальный участок 3 двухустьевой нагнетательной скважины 1, выполненный в виде перфорированной обсадной колонны (фильтр) 6.Next, they begin to pump coolant (for example, water vapor) from the steam generator (not shown in Figs. 1, 2) into the reservoir 5 (see Fig. 1) through the
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.Depending on the permeability of the
Отбор разогретой тяжелой нефти или битума осуществляют с помощью насоса 19 (см. фиг.1), причем разогретая тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 сначала поступает в фильтр 7 и через зоны отбора продукции (первой Q1 и второй Q2), разделенные пакером 16, т.е. через соответствующие этим зонам отбора отверстия 17 и 18, поступает на прием погружного насоса 19, который перекачивают тяжелую нефть или битум на дневную поверхность. Первое отверстие 17 сообщается непосредственно с приемом насоса 19, а второе отверстие 18 через боковые каналы 20, выполненные в колонне труб 13. По данным термодатчиков (на фиг.1, 2, 3 не показано), спущенных в горизонтальный участок 4 двухустьевой добывающей скважины 2, строят термограммы и определяют наличие температурных пиков при прорыве теплоносителя (пики направлены вверх) и/или пластовых вод (пики направлены вниз) в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2.The selection of preheated heavy oil or bitumen is carried out using a pump 19 (see figure 1), and the preheated heavy oil or bitumen from the
Например, при прорыве теплоносителя в первую зону отбора продукции Q1 на термограммах появляются температурные пики, направленные вверх, поэтому с целью исключения (снижения) отбора продукции с прорвавшимся теплоносителем из зоны отбора продукции Q1 и дальнейшего, равномерного распространения паровой камеры в продуктивном пласте с целью равномерной выработки запасов тяжелой нефти или битума, сокращают объемы отбора продукции из зоны Q1 и увеличивают объем отбора продукции из зоны Q2, т.е. регулируют (изменяют соотношение) объем (пропускную способность) продукции, перетекаемой через отверстия 17 и 18 (см. фиг.2) на прием насоса 19. Например, сокращают объем отбора в следующем соотношении, в котором пропускная способность первой Q1 и второй Q2 зон отбора продукции составляет 25% на 75%, т.е. по зонам отбора продукции Q1=1/4 на Q2=3/4 (см. фиг.3). Для этого на устье, через которое спущена колонна труб 13, между опорным фланцем 22 и планшайбой 23 оставляют одну шайбу 21' с расчетной высотой 10 мм, как указано выше, а вторую шайбу 21" снимают, при этом конечный участок колонны труб 13 с меньшим диаметром 15 смещается справа налево относительно конечного участка колонны труб 12 с большим диаметром 14, на котором спущен насос 19 (см. фиг.1), которая остается неподвижной благодаря фиксации пакера 16 на фильтре 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2. Продолжают отбор разогретой тяжелой нефти или битума с помощью погружного насоса 19 (см. фиг.1), причем разогретая тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 сначала поступает в фильтр 7 и через зоны отбора продукции (Q1 и Q2), разделенные пакером 16 (см. фиг.2), т.е. через соответствующие этим зонам отбора отверстия 17 и 18 (в соотношении первой Q1=1/4 и второй Q2=3/4), поступает на прием погружного насоса 19 (см. фиг.1), который перекачивает тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.For example, when a coolant breaks into the first production zone Q 1 , temperature peaks appear upward on the thermograms, therefore, in order to exclude (reduce) the selection of products with erupted coolant from the production sampling zone Q 1 and further, uniform distribution of the steam chamber in the reservoir with the purpose of uniformly developing reserves of heavy oil or bitumen, reduce the volume of production from zone Q 1 and increase the volume of production from zone Q 2 , i.e. regulate (change the ratio) the volume (throughput) of the product flowing through the
Таким образом, продолжают разработку месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин и при необходимости изменяют соотношение объемов отбираемой продукции между зонами отбора Q1 и Q2 (см. фиг.2) в зависимости от показаний термограмм, как описано выше, путем перемещения колонны труб 13 с устья скважины в необходимом осевом направлении и регулировкой необходимым количеством шайб с фиксацией колонны труб 13 на устье с помощью планшайбы 22 на опорном фланце 23.Thus, the development of a heavy oil or bitumen field using double-mouth horizontal wells is continued and, if necessary, the ratio of the volumes of selected products between the sampling zones Q 1 and Q 2 (see figure 2) is changed depending on the readings of the thermograms, as described above, by moving
Устройство для осуществления предлагаемого способа включает верхнюю двухустьевую нагнетательную скважину 1 (см. фиг.1) и нижнюю двухустьевую добывающую скважину 2 с горизонтальными участками 3 и 4 соответственно, расположенными друг над другом и вскрывшими продуктивный пласт 5. Для закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5 на устье нагнетательной скважины 1 размещают парогенератор (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано). Горизонтальные участки 3 и 4, соответственно, двухустьевых нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин оснащают фильтрами, которые выполняют в виде перфорированной обсадной колонны.A device for implementing the proposed method includes an upper double-well injection well 1 (see Fig. 1) and a lower double-well production well 2 with
Термодатчики 8 (см. фиг.2) спущены в горизонтальный участок 4 (см. фиг.1) двухустьевой добывающей скважины 2 для снятия термограмм с целью определения наличия температурных пиков при прорыве теплоносителя или пластовых вод в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2 в процессе осуществления способа.Temperature sensors 8 (see Fig. 2) are lowered into a horizontal section 4 (see Fig. 1) of a dual-well production well 2 to take thermograms in order to determine the presence of temperature peaks when a coolant or formation water breaks into a horizontal section 4 of a production well 2 during implementation way.
Двухустьевую нагнетательную скважину 1 снабжают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 9 с пакерами 10 и 10' с горизонтальным перфорированным участком 11. Внутрь фильтра 7 длиной L добывающей скважины 2 с обоих устьев спускают колонны труб 12 и 13 (см. фиг.2), соответственно. Например, в качестве колонны труб возможно применение колонн насосно-компрессорных труб.The double-well injection well 1 is provided with a
Диаметр конечного участка 14 колонны труб 12 выполняют больше диаметра конечного участка 15 колонны труб 13 для обеспечения телескопического концентричного размещения друг в друге.The diameter of the
Например, за счет того, что конечные участки 14 и 15 колонны труб 12 и 13, соответственно, разного диаметра, например 89 мм и 60 мм или 102 мм и 73 мм, они концентрично размещаются друг в друге. В процессе спуска колонну труб 12 снаружи снабжают пакером 16 с разделением фильтра 7 (см. фиг.1) на две зоны Q1 и Q2 отбора продукции справа и слева от пакера 16, соответственно, длинами L1 и L2. Пакер 16 сажают в неперфорированном участке 16' фильтра 7.For example, due to the fact that the
На колонне труб 12, имеющей конечный участок большего диаметра 14, справа и слева от пакера 16 выполняют два отверстия 17 и 18, например, выполненные в виде продольных пазов длиной l1 и l2, соответственно, пропускная способность которых определяется опытным путем и соответствует зонам отбора продукции Q1 и Q2, соответственно. Колонну труб 12 снабжают насосом 19 (например, скважинный штанговый насос дифференциального типа НН-2СП для добычи вязкой нефти, поставляемый ООО ТД «Элкам-Нефтемаш» Россия, г.Пермь).On the
Первое 17 и второе 18 отверстия, соответствующие первой Q1 и второй Q2 зонам отбора продукции в добывающей скважине 2, имеют возможность сообщения с приемом насоса 19. Первое отверстие 17 непосредственно сообщается с приемом насоса 19, а второе отверстие 18 - через боковые каналы 20, выполненные в колонне труб 13.The first 17 and second 18 holes corresponding to the first Q 1 and second Q 2 production zones in the production well 2 are able to communicate with the reception of the
Пропускную способность отверстий 17 и 18 регулируют осевым перемещением (вверх-вниз) колонны труб 13 с устья скважины, имеющей конечный участок меньшего диаметра 15 и установкой - снятием шайб 21', 21", 21'", 21"" (см. фиг.3 и 4) расчетной высоты, устанавливаемых между опорным фланцем 22 и планшайбой 23 с фиксацией колонны труб 13. Несанкционированные перетоки жидкости в процессе осуществления способа предотвращают уплотнительные кольца (на фиг.2 показано условно).The throughput of the
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Осуществляют закачку теплоносителя от парогенератора в продуктивный пласт 5 (см. фиг.1) в верхнюю двухустьевую нагнетательную скважину 1 по колонне НКТ 9 через его горизонтальный перфорированный участок 11 и перфорированную обсадную колонну 6 горизонтального участка 3 двухустьевой нагнетательной скважины 1.The coolant is pumped from the steam generator into the reservoir 5 (see Fig. 1) into the upper double-well injection well 1 through the
В исходном положении конечные участки 14 и 15 (см. фиг.2) колонн труб 12 и 13, соответственно, зафиксированы срезным штифтом 24, в котором пропускная способность первой Q1 и второй Q2 зон отбора продукции в равном соотношении и составляет 50% на 50%, т.е. общий объем отбора продукции осуществляется при соотношении Q1=1/2 на Q2=1/2. Отбор разогретой тяжелой нефти или битума осуществляют с помощью погружного насоса 19 (см. фиг.1 и 2), причем разогретая тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 сначала поступает в фильтр 7 и через зоны отбора продукции (первой Q1 и второй Q2), разделенные пакером 16, т.е. через соответствующие этим зонам отбора отверстия 17 и 18 поступает на прием погружного насоса 19, который перекачивает тяжелую нефть или битум на дневную поверхность. Причем первое отверстие 17 сообщается непосредственно с приемом насоса 19, а второе отверстие 18 через боковые каналы 20, выполненные в колонне труб 13. Пропускная способность боковых каналов 20 должна быть не менее пропускной способности отверстия 18, т.е. суммарная площадь поперечных сечений боковых каналов 20 должна быть больше площади поперечного сечения отверстия 18.In the initial position, the
Пропускная способность каналов 20 больше, чем пропускная способность второго отверстия 18, соответствующего второй зоне отбора Q2 продукции длиной L1 в фильтре 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2.The bandwidth of the
По данным термодатчиков (см. фиг.1), спущенных в горизонтальный участок 4 двухустьевой добывающей скважины 2, строят термограммы и определяют наличие температурных пиков при прорыве теплоносителя (пики направлены вверх) или пластовых вод (пики направлены вниз) в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2. Например, при прорыве теплоносителя в первую зону отбора продукции Q1 (см. фиг.1 и 3) на термограммах появляются температурные пики, направленные вверх, поэтому с целью исключения (снижения) отбора продукции с прорвавшимся теплоносителем из зоны отбора продукции Q1 и дальнейшего равномерного распространения паровой камеры в продуктивном пласте с целью равномерной выработки запасов тяжелой нефти или битума сокращают объемы отбора продукции из зоны Q1 и увеличивают объем отбора продукции из зоны Q2, т.е. регулируют (изменяют соотношение) объем (пропускную способность) продукции, перетекаемый через отверстия 17 (см фиг.1 и 2) и 18 на прием насоса 19.According to the temperature sensors (see Fig. 1), lowered into the horizontal section 4 of the two-well production well 2, thermograms are built and the presence of temperature peaks is detected during the breakthrough of the coolant (peaks are directed up) or formation water (peaks are directed down) to the horizontal section 4 of the
Например, сокращают объем отбора в следующем соотношении, в котором пропускная способность первой Q1 и второй Q2 зон отбора продукции составляет 25% на 75%, т.е. по зонам отбора продукции: Q1=1/4 на Q2=3/4 (см. фиг.2 и 3), при этом на устье добывающей скважины 2 между опорным фланцем 22 (см. фиг.3) и планшайбой 23 оставляют одну шайбу 21' с расчетной высотой 10 мм, как указано выше, а вторую шайбу 21" снимают (приподнимают планшайбу 23 и снимают с колонны труб 13 шайбу 21' (см. фиг.3 и 4), при этом конечный участок 15 колонны труб 13 (см. фиг.2) перемещается справа налево относительно конечного участка 14 колонны труб 12, на котором спущен насос 19, при этом колонна труб 12 остается неподвижной благодаря фиксации пакера 16 на фильтре 7 (см. фиг.1) горизонтального участка 4 добывающей скважины 2, а колонна труб 13 перемещается сверху вниз и фиксируют колонну труб 13 планшайбой 23 на опорном фланце 22. Продолжают отбор разогретой тяжелой нефти или битума с помощью погружного насоса 19 (см. фиг.1 и 2), причем разогретая тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 сначала поступает в фильтр 7 и через зоны отбора продукции, разделенные пакером 16, т.е. через соответствующие этим зонам отбора отверстия 17 и 18 (в соотношении первой Q1=1/4 и второй Q2=3/4) поступает на прием погружного насоса 19, который перекачивает тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.For example, the selection volume is reduced in the following ratio, in which the throughput of the first Q 1 and second Q 2 production zones is 25% to 75%, i.e. in the zones of product selection: Q 1 = 1/4 on Q 2 = 3/4 (see Fig. 2 and 3), while at the mouth of the producing well 2 between the supporting flange 22 (see Fig. 3) and the
В процессе эксплуатации двухустьевой добывающей скважины в интервал фильтра 7 по внутреннему пространству колонны труб 13 спускают геофизические приборы для проведения необходимых исследований. Таким образом, продолжают разработку месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин и при необходимости изменяют соотношение объемов отбираемой продукции между зонами отбора Q1 и Q2 в зависимости от показаний термограмм, как описано выше, путем перемещения колонны труб 13 с устья скважины в необходимом осевом направлении и регулировкой необходимым количеством шайб с фиксацией колонны труб 13 на устье с помощью планшайбы 22 (см. фиг.3) на опорном фланце 23.During operation of a two-wellhead production well, geophysical instruments are lowered into the interval of the
Предлагаемый способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин позволяет регулировать (изменять соотношения) объемы (пропускную способность) продукции из зон отбора продукции в процессе эксплуатации двухустьевой добывающей скважины в зависимости от наличия температурных пиков на термограммах, и на основании этого увеличивать или уменьшать пропускную способность этих зон отбора, что позволяет добиться равномерности прогрева паровой камеры в продуктивном пласте и исключить (сократить объем) попадание теплоносителя и/или пластовых вод из этих зон отбора на прием насоса, а также осуществлять спуск геофизических приборов с целью исследования добываемой продукции в интервале фильтра горизонтального участка добывающей скважины.The proposed method for developing a heavy oil or bitumen field using double-well horizontal wells allows you to adjust (change the ratio) the volume (throughput) of products from production zones during operation of a double-well production well, depending on the presence of temperature peaks in thermograms, and based on this, increase or reduce the throughput of these extraction zones, which allows to achieve uniform heating of the steam chamber in the reservoir and eliminates l (reduce the volume) ingress of coolant and / or produced water from these extraction zones to the pump intake, as well as the launch of geophysical instruments in order to study the produced products in the filter interval of the horizontal section of the producing well.
Устройство, с помощью которого осуществляют данный способ, имеет простую конструкцию, так как используют только один погружной насос и в фильтре отсутствуют водонабухающие гранулы, в связи с чем повышается надежность работы устройства, при этом оно дешевле в применении, так как нет необходимости применять дорогостоящие водонабухающие гранулы по всей длине горизонтального участка двухустьевой добывающей скважины при осуществлении способа.The device with which this method is carried out has a simple design, since only one submersible pump is used and there are no water swellable granules in the filter, and therefore, the reliability of the device is increased, while it is cheaper to use, since there is no need to use expensive water swellable granules along the entire length of the horizontal section of the double-well production well during the implementation of the method.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011134992/03A RU2474680C1 (en) | 2011-08-19 | 2011-08-19 | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit using two-head horizontal wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011134992/03A RU2474680C1 (en) | 2011-08-19 | 2011-08-19 | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit using two-head horizontal wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2474680C1 true RU2474680C1 (en) | 2013-02-10 |
Family
ID=49120463
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011134992/03A RU2474680C1 (en) | 2011-08-19 | 2011-08-19 | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit using two-head horizontal wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2474680C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2525891C1 (en) * | 2013-03-29 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for development of super thick oil pool |
| 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 |
| RU2813873C1 (en) * | 2023-07-11 | 2024-02-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of superviscous oil deposit using paired horizontal wells |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2287679C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting deposit of high viscosity oil or bitumen |
| RU2287678C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting heterogeneous oil-bitumen deposit |
| RU2322576C1 (en) * | 2006-07-04 | 2008-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for highly-viscous oil and bitumen production |
| RU2410534C1 (en) * | 2009-12-14 | 2011-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit by using two-head horizontal wells |
| US20110048717A1 (en) * | 2008-05-05 | 2011-03-03 | Dirk Diehl | Method and device for "in-situ" conveying of bitumen or very heavy oil |
| RU103845U1 (en) * | 2010-12-17 | 2011-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | DEVICE FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OIL OR BITUMEN |
-
2011
- 2011-08-19 RU RU2011134992/03A patent/RU2474680C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2287679C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting deposit of high viscosity oil or bitumen |
| RU2287678C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting heterogeneous oil-bitumen deposit |
| RU2322576C1 (en) * | 2006-07-04 | 2008-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for highly-viscous oil and bitumen production |
| US20110048717A1 (en) * | 2008-05-05 | 2011-03-03 | Dirk Diehl | Method and device for "in-situ" conveying of bitumen or very heavy oil |
| RU2410534C1 (en) * | 2009-12-14 | 2011-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit by using two-head horizontal wells |
| RU103845U1 (en) * | 2010-12-17 | 2011-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | DEVICE FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OIL OR BITUMEN |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2525891C1 (en) * | 2013-03-29 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for development of super thick oil pool |
| 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 |
| RU2813873C1 (en) * | 2023-07-11 | 2024-02-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of superviscous oil deposit using paired horizontal wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2410534C1 (en) | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit by using two-head horizontal wells | |
| RU2407884C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2439305C1 (en) | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2412342C1 (en) | Procedure for development of deposit of heavy oil or bitumen with control of pumping heat carrier into well | |
| RU2555713C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2398103C1 (en) | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit with control of well production drawdown | |
| RU2468194C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections | |
| RU2434127C1 (en) | Procedure for development of heavy oil or bitumen deposit | |
| RU2343276C1 (en) | Method of development of high viscous oil deposit | |
| RU2322576C1 (en) | Method for highly-viscous oil and bitumen production | |
| RU2211318C2 (en) | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation | |
| RU2413068C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2474680C1 (en) | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit using two-head horizontal wells | |
| RU2433256C1 (en) | Method of high-viscosity oil or bitumen pool development | |
| RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
| RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
| RU2411356C1 (en) | Method and arrangement for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production | |
| RU2526047C1 (en) | Development of extra-heavy crude oil | |
| RU2469186C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well | |
| RU2412343C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production | |
| RU2483205C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well | |
| RU2504646C1 (en) | Method of oil deposit development using flooding |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170820 |