RU2730504C1 - Method of development of high-viscosity oil deposit using thermal methods and device for implementation thereof - Google Patents
Method of development of high-viscosity oil deposit using thermal methods and device for implementation thereof Download PDFInfo
- Publication number
- RU2730504C1 RU2730504C1 RU2020100735A RU2020100735A RU2730504C1 RU 2730504 C1 RU2730504 C1 RU 2730504C1 RU 2020100735 A RU2020100735 A RU 2020100735A RU 2020100735 A RU2020100735 A RU 2020100735A RU 2730504 C1 RU2730504 C1 RU 2730504C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- injection
- well
- control station
- wells
- Prior art date
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
Abstract
Description
Изобретение относится к способу разработки залежи высоковязкой нефти тепловыми методами и устройству для его осуществления, в частности к автоматизации технологического процесса добычи высоковязкой нефти тепловыми методами, а именно к способам и средствам контроля параметров теплового воздействия при подключении трех и более счетчиков пара.The invention relates to a method for developing a deposit of high-viscosity oil by thermal methods and a device for its implementation, in particular to the automation of the technological process of extracting high-viscosity oil by thermal methods, and in particular to methods and means of controlling the parameters of thermal exposure when three or more steam meters are connected.
Наиболее близким является способ разработки залежи высоковязкой нефти тепловыми методами, включающий закачку пара через паронагнетательную и добывающую скважины, технологическую обвязку системы нагнетания пара, передачу информации параметров нагнетания на станцию управления скважиной, прием и обработку информации (патент RU № 2340768, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.12.2008 г., Бюл. № 34). Строят верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом. Закачку пара осуществляют в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума. Контролируют параметры процесса теплового воздействия на пласт установкой приборов контроля на каждую нагнетательную линию, анализируют полученную информацию. С учетом полученных данных осуществляют регулирование параметров для равномерного прогрева паровой камеры. путем смены режимов закачки теплоносителя.The closest is the method of developing high-viscosity oil deposits by thermal methods, including steam injection through steam injection and production wells, technological piping of the steam injection system, transmission of information of injection parameters to the well control station, reception and processing of information (patent RU No. 2340768, IPC Е21В 43/24 , publ . 10.12.2008, bull. No. 34). An upper injection and a lower production well are built with horizontal sections located one above the other. Steam is injected into both wells, heats up the interwell zone of the formation, and reduces the viscosity of oil or bitumen. The parameters of the process of thermal impact on the formation are controlled by installing control devices on each injection line, and the information obtained is analyzed. Taking into account the data obtained, the parameters are controlled for uniform heating of the steam chamber. by changing the modes of injection of the coolant.
Известно устройство разработки залежи высоковязкой нефти тепловыми методами, включающее верхнюю паронагнетательную и нижнюю добывающую скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, средства контроля и регулирования параметров технологического процесса теплового воздействия. Известное устройство не позволяет контролировать расход нагнетаемого пара, обеспечивающего повышение эффективности добычи высоковязкой нефти при своевременном реагировании на изменение показателей расхода пара, позволяющим предотвратить прорыв пара к горизонтальному участку добывающей скважины, либо полностью отключать отдельные нагнетательные линии, по которым произошел прорыв теплоносителя к горизонтальному участку добывающей скважины (патент RU № 2474680, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.02.2013 г., Бюл. № 4).Known device for the development of high-viscosity oil deposits by thermal methods, including an upper steam injection and lower production wells with horizontal sections located one above the other, means for monitoring and regulating the parameters of the technological process of thermal exposure. The known device does not allow to control the flow rate of injected steam, providing an increase in the efficiency of high-viscosity oil production while responding in a timely manner to changes in steam flow rates, allowing to prevent steam breakthrough to the horizontal section of the production well, or completely disconnect individual injection lines through which the coolant broke through to the horizontal section of the wells (patent RU No. 2474680, IPC Е21В 43/24, publ. 02/10/2013, bull. No. 4).
Известно применение станции управления скважиной в технологической обвязке автоматизации процесса добычи высоковязкой нефти, включающей последовательное соединение искробезопасных барьеров, резистора сопротивления, контроллера расширения, информационный вход на станцию управления скважиной, блоки приема и обработки информации, модуль передачи информации параметров нагнетания пара на станцию управления скважиной и на диспетчерский пункт нефтепромысла (http://промкаталог.рф/PublicDocuments/0816701.pdf стр. 4). В цепи линии связи счетчиков пара с контроллером расширения последовательно установлены искробезопасные барьеры сопротивлением номиналом 330 Ом и параллельно резистор сопротивление номиналом 270 Ом, общим сопротивлением участка цепи 600 Ом. Напряжение постоянного тока составляет 24 В. It is known to use a well control station in the process piping for the automation of the high-viscosity oil production process, including a series connection of intrinsically safe barriers, a resistance resistor, an expansion controller, an information input to a well control station, information receiving and processing units, a module for transmitting steam injection parameters to a well control station, and to the dispatching point of the oil field (http: //promkatalog.rf/PublicDocuments/0816701.pdf p. 4). In the circuit of the communication line of the steam meters with the expansion controller, intrinsically safe barriers with a resistance of 330 Ohm are installed in series and a resistor with a resistance of 270 Ohm is installed in parallel, with a total resistance of the circuit section of 600 Ohm. The DC voltage is 24 V.
Недостатками способа и устройства являются невозможность автоматического контроля и регулирования технологического процесса теплового воздействия на паронагнетательную и добывающую скважины высоковязкой нефти, так как завод-изготовитель счетчиков пара гарантирует связь только двух счетчиков пара посредством контроллера расширения с коммуникационным стандартом со станцией управления скважиной, однако, для повышения эффективности разработки залежи высоковязкой нефти необходимо увеличить степень теплового воздействия на пласт за счет увеличения нагнетательных линий пара, а при подключении дополнительных линий нагнетания пара в скважины, и соответственно трех и более счетчиков пара к станции управления скважиной через контроллер расширения в линии счетчиков пара падает напряжение постоянного тока от 24 В до 11 В, что недостаточно для работы контроллера расширения и ведет к его «зависанию», в результате не обеспечивается стабильность передачи информации со счетчиков пара на станцию управления скважиной и далее на диспетчерский пункт нефтепромысла, что приводит к сбоям в контроле и управлении технологическим процессом теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти и в конечном итоге к снижению нефтеотдачи, либо к аварийной ситуации, либо к повышению обводненности продукции. The disadvantages of the method and device are the impossibility of automatic control and regulation of the technological process of thermal impact on the steam injection and production wells of high-viscosity oil, since the manufacturer of steam meters guarantees communication of only two steam meters by means of an expansion controller with a communication standard with a well control station, however, to increase the efficiency of the development of a high-viscosity oil reservoir, it is necessary to increase the degree of thermal effect on the formation by increasing the steam injection lines, and when additional steam injection lines are connected to the wells, and, accordingly, three or more steam meters to the well control station through the expansion controller in the steam meter line, the DC voltage drops current from 24 V to 11 V, which is not enough for the expansion controller to work and leads to its "freezing", as a result, the stability of information transfer from the steam meters to the station is not ensured. the well and then to the control room of the oil field, which leads to failures in the control and management of the technological process of thermal impact on the high-viscosity oil reservoir and, ultimately, to a decrease in oil recovery, or to an emergency, or to an increase in water cut.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности добычи высоковязкой нефти за счет повышения надежности и качества автоматического регулирования процесса, обеспечения стабильной передачи информации со счетчиков пара, расширение технологических возможностей при работе с тремя и более нагнетательными линиями скважин при использовании одной станции управления скважиной. The technical objectives of the proposal are to increase the efficiency of high-viscosity oil production by increasing the reliability and quality of automatic control of the process, ensuring a stable transmission of information from steam meters, expanding technological capabilities when working with three or more injection lines of wells using one well control station.
Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти тепловыми методами, включающим закачку пара через паронагнетательную и добывающую скважины, технологическую обвязку системы нагнетания пара, прием и обработку информации, передачу информации параметров нагнетания на станцию управления скважиной и диспетчерский пункт нефтепромысла. Technical tasks are solved by the method of developing high-viscosity oil deposits by thermal methods, including steam injection through steam injection and production wells, technological piping of the steam injection system, receiving and processing information, transmitting information about injection parameters to the well control station and the oil field dispatch center.
Новым является то, что перед закачкой пара устанавливают две нагнетательные линии, расположенные в горизонтальной паронагнетательной скважине с возможностью подачи пара в начало и конец горизонтального участка, и одну нагнетательную линию в добывающей скважине, расположенной ниже паронагнетательной скважины в одной вертикальной плоскости, устанавливают счетчик пара на каждую нагнетательную линию, три параллельно расположенных счетчика пара соединяют с резистором сопротивления номиналом 120 Ом, резистор сопротивления последовательно соединяют с контролером расширения и информационным входом на станцию управления скважиной, в реальном режиме времени контролируют расход пара в каждой из трех нагнетательных линий скважин, при необходимости регулирования расхода подачи пара направляют управляющий сигнал для корректировки поддержания на заданном уровне необходимой подачи теплоносителя с парогенератора в соответствующую зону скважин.The novelty is that before steam injection, two injection lines are installed, located in a horizontal steam injection well with the possibility of supplying steam to the beginning and end of the horizontal section, and one injection line in a production well located below the steam injection well in one vertical plane, a steam meter is installed on each injection line, three parallel-positioned steam meters are connected to a 120 Ohm resistance resistor, the resistance resistor is connected in series with the expansion controller and the information input to the well control station, the steam flow rate in each of the three injection lines of the wells is monitored in real time, if necessary the steam supply flow rate, a control signal is sent to adjust the maintenance at a given level of the required coolant supply from the steam generator to the corresponding well zone.
Технические задачи решаются устройством разработки залежи высоковязкой нефти тепловыми методами, включающим нагнетательные линии, технологическую обвязку нагнетания пара, содержащую счетчики пара, соединенные через резистор сопротивления с контроллером расширения и информационным входом на станцию управления скважиной, модуль передачи информации параметров нагнетания на станцию управления скважиной, блоки приема и обработки информации.Technical problems are solved by a device for the development of a high-viscosity oil deposit by thermal methods, including injection lines, a process piping for steam injection containing steam meters connected through a resistance resistor to an expansion controller and an information input to a well control station, a module for transmitting information of injection parameters to a well control station, blocks receiving and processing information.
Новым является то, что нагнетательные линии включают две нагнетательные линии, расположенные в горизонтальной паронагнетательной скважине с возможностью подачи пара в начало и конец горизонтального участка, и одну нагнетательную линию в добывающей скважине, расположенной ниже паронагнетательной скважины в одной вертикальной плоскости, причем три параллельно расположенных счетчика пара соединяют с резистором сопротивления номиналом 120 Ом, а резистор сопротивления последовательно соединен с контролером расширения и информационным входом на станцию управления скважиной.What is new is that the injection lines include two injection lines located in a horizontal steam injection well with the ability to supply steam to the beginning and end of the horizontal section, and one injection line in a production well located below the steam injection well in the same vertical plane, with three parallel counters the pair is connected to a 120 Ohm resistance resistor, and the resistance resistor is connected in series with the expansion controller and the information input to the well control station.
Сущность изобретения заключается в следующем. The essence of the invention is as follows.
Строят паронагнетательную и добывающую скважины с горизонтальными участками. Скважины размещают друг над другом в одной вертикальной плоскости. С целью повышения эффективности добычи высоковязкой нефти в паронагнетательную скважину спускают две колонны труб с возможностью подачи пара в начало и конец горизонтального участка. В добывающую скважину, расположенную ниже паронагнетательной скважины, спускают как минимум одну колонну насосно-компрессорных труб с возможностью подачи пара в горизонтальный участок, в зависимости от геолого-физических свойств коллектора для обеспечения гидродинамической связи между скважинами. Steam injection and production wells are built with horizontal sections. Wells are placed one above the other in the same vertical plane. In order to increase the efficiency of high-viscosity oil production, two pipe strings are lowered into the steam injection well with the possibility of supplying steam to the beginning and end of the horizontal section. At least one tubing string is lowered into the production well located below the steam injection well with the possibility of supplying steam to the horizontal section, depending on the geological and physical properties of the reservoir, to provide hydrodynamic communication between the wells.
Количество закачиваемого пара зависит от длины горизонтального участка скважины и коэффициента расхода пара, равного соответственно: для паронагнетательной – 8,6 т/м, а для добывающей – 6,4 т/м. Регулирование расхода закачки пара позволяет повысить эффективность добычи высоковязкой нефти, предотвратить прорыв пара к горизонтальному участку добывающей скважины, либо полностью отключить отдельные нагнетательные линии, по которым произошел прорыв теплоносителя к горизонтальному участку добывающей скважины.The amount of injected steam depends on the length of the horizontal section of the well and the steam flow rate, which is, respectively: for steam injection - 8.6 t / m, and for production - 6.4 t / m. Controlling the steam injection rate makes it possible to increase the efficiency of high-viscosity oil production, prevent steam breakthrough to the horizontal section of the production well, or completely turn off individual injection lines through which the coolant has broken through to the horizontal section of the production well.
Закачку пара осуществляют от парогенератора в паронагнетательную и добывающую горизонтальные скважины. Как в процессе закачки, так и в процессе эксплуатации скважин проводят наблюдения за расходом пара с помощью технологической обвязки системы нагнетания пара, передачи информации параметров нагнетания на станцию управления скважиной, приема и обработки информации. Технологическая обвязка системы нагнетания пара включает счетчики пара, установленные на каждой нагнетательной линии. Показатели расхода пара со счетчиков пара передаются по линии связи через последовательное соединение с резистором сопротивления номиналом 120 Ом, контроллером расширения и информационным входом на станцию управления скважиной. В реальном режиме времени контролируют расход пара в каждой из трех нагнетательных линиях скважин. По результатам данных, при необходимости регулирования расхода подачи пара направляют управляющий сигнал для корректировки поддержания на заданном уровне необходимой подачи теплоносителя с парогенератора в соответствующую зону горизонтального участка скважин.Steam is injected from a steam generator into steam injection and production horizontal wells. Both in the process of injection and in the process of well operation, observations are made of the steam consumption using the technological piping of the steam injection system, transmission of information of injection parameters to the well control station, and reception and processing of information. The process piping of the steam injection system includes steam meters installed on each injection line. Steam flow rates from steam meters are transmitted via a communication line through a serial connection with a 120 Ohm resistor, an expansion controller and an information input to the well control station. The steam flow rate in each of the three injection lines of the wells is monitored in real time. According to the results of the data, if it is necessary to regulate the steam supply flow, a control signal is sent to adjust the maintenance at a given level of the required coolant supply from the steam generator to the corresponding zone of the horizontal section of the wells.
Устройство разработки залежи высоковязкой нефти тепловыми методами включает нагнетательные линии и технологическую обвязку нагнетания пара. Нагнетательные линии включают две нагнетательные линии в паронагнетательную и одну в добывающую скважины. Технологическая обвязка нагнетания пара содержит счетчик пара, установленный на каждой нагнетательной линии, таким образом три параллельно расположенных счетчика пара соединены последовательно через резистор сопротивления номиналом 120 Ом с контроллером расширения и информационным входом на станцию управления скважиной, с модулем передачи информации параметров нагнетания на станцию управления скважиной, с блоками приема и обработки информации.The device for the development of high-viscosity oil deposits by thermal methods includes injection lines and technological piping for steam injection. The injection lines include two injection lines in the steam injection and one in the production wells. The steam injection process piping contains a steam meter installed on each injection line, thus three parallel steam meters are connected in series through a 120 Ohm resistance resistor with an expansion controller and an information input to the well control station, with a module for transmitting injection parameters information to the well control station , with blocks for receiving and processing information.
Предлагаемый способ и устройство обеспечивает повышение эффективности добычи высоковязкой нефти за счет повышения надежности и качества автоматического регулирования процесса, обеспечения стабильной передачи информации со счетчиков пара, при обеспечении давления в скважине, не превышающего горного давления для исключения аварийных ситуаций в пласте, а также постепенного прогрева паронагнетательной и добывающей скважин и равномерного прогрева обсадной колонны и цементного камня во избежание их растрескивания. Расширены технологические возможности при работе с тремя и более нагнетательными линиями скважин при использовании одной станции управления скважиной. The proposed method and device provides an increase in the efficiency of high-viscosity oil production by increasing the reliability and quality of automatic control of the process, ensuring stable transmission of information from steam meters, while ensuring the pressure in the well does not exceed the rock pressure in order to avoid emergencies in the reservoir, as well as gradual heating of the steam injection and production wells and uniform heating of the casing and cement stone in order to avoid cracking. Expanded technological capabilities when working with three or more injection lines of wells when using one well control station.
Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.
Залежь разбуривают скважинами по редкой сетке. Уточняют геологическое строение залежи. Определяют проницаемость, пористость, приемистость пласта, вязкость высоковязкой нефти. Проводят гидродинамические исследования с определением пластового давления, температуры. Выбирают участок с нефтенасыщенными толщинами более 15 м. Строят паронагнетательную и добывающую скважины с горизонтальными участками. Скважины размещают друг над другом в одной вертикальной плоскости на расстоянии от 4,5,0-8,0 м, что предотвращает преждевременный прорыв конденсата к добывающей горизонтальной скважине. С целью повышения эффективности добычи высоковязкой нефти в паронагнетательную скважину спускают две колонны труб диаметром 60 мм и 89 мм с возможностью подачи пара в начало и конец горизонтального участка. Добывающая горизонтальная скважина расположена ниже паронагнетательной скважины, но выше подошвы пласта высоковязкой нефти и водонефтяного контакта на расстоянии, увеличивающем безводный период эксплуатации скважины. В добывающую скважину спускают как минимум одну колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с возможностью подачи пара в горизонтальный участок на расстоянии 3/4 от начала горизонтального участка, обеспечивающим гидродинамическую связь между скважинами.The deposit is drilled with holes along a sparse grid. The geological structure of the deposit is specified. Determine the permeability, porosity, injectivity of the formation, the viscosity of high-viscosity oil. Hydrodynamic studies are carried out to determine reservoir pressure and temperature. An area with an oil-saturated thickness of more than 15 m is selected. Steam injection and production wells are built with horizontal sections. Wells are placed one above the other in the same vertical plane at a distance of 4.5.0-8.0 m, which prevents premature condensate breakthrough to the producing horizontal well. In order to improve the efficiency of high-viscosity oil production, two strings of pipes with a diameter of 60 mm and 89 mm are lowered into a steam injection well with the possibility of supplying steam to the beginning and end of the horizontal section. The horizontal production well is located below the steam injection well, but above the bottom of the high-viscosity oil formation and the oil-water contact at a distance that increases the waterless life of the well. At least one string of tubing pipes with a diameter of 89 mm is lowered into the production well with the possibility of supplying steam to the horizontal section at a distance of 3/4 from the beginning of the horizontal section, which provides a hydrodynamic connection between the wells.
Регулирование расхода закачки пара позволяет повысить эффективность добычи высоковязкой нефти, предотвратить прорыв пара к горизонтальному участку добывающей скважины, либо полностью отключать отдельные нагнетательные линии, по которым произошел прорыв теплоносителя к горизонтальному участку добывающей скважины.Controlling the steam injection rate makes it possible to increase the efficiency of high-viscosity oil production, prevent steam breakthrough to the horizontal section of the production well, or completely turn off individual injection lines through which the coolant has broken through to the horizontal section of the production well.
Закачку пара осуществляют от парогенератора в горизонтальные участки паронагнетательной и добывающей скважин с прогревом пласта, созданием паровой камеры и контролем скорости и степени прогрева пласта. Как в процессе закачки, так и в процессе эксплуатации скважин проводят наблюдения за расходом пара с помощью технологической обвязки системы нагнетания пара, передачи информации параметров нагнетания на станцию управления скважиной, приема и обработки информации. Технологическая обвязка системы нагнетания пара включает три параллельно расположенных счетчика пара (расходомер), установленные на каждой нагнетательной линии перед регулирующей задвижкой, три параллельно расположенных счетчика пара последовательно соединены с резистором сопротивления номиналом 120 Ом, контроллером расширения и информационным входом на станцию управления скважиной. В реальном режиме времени контролируют расход пара в каждой из трех нагнетательных линиях скважин. Со счетчиков пара на панель станции управления и далее на диспетчерский пункт нефтепромысла поступает информация о количестве закачиваемого в нагнетательные линии пара. В зависимости от приемистости пласта и давлении закачки на устье скважины технологический персонал принимает решение о выборе режима закачки пара. Steam is injected from a steam generator into horizontal sections of steam injection and production wells with formation heating, creation of a steam chamber and control of the rate and degree of formation heating. Both in the process of injection and in the process of well operation, observations are made of the steam consumption using the technological piping of the steam injection system, transmission of information of injection parameters to the well control station, and reception and processing of information. The process piping of the steam injection system includes three parallel steam meters (flow meter) installed on each injection line in front of the control valve, three parallel steam meters are connected in series with a 120 Ohm resistance resistor, an expansion controller and an information input to the well control station. The steam flow rate in each of the three injection lines of the wells is monitored in real time. From the steam meters, information about the amount of steam pumped into the injection lines is sent to the control station panel and then to the dispatching point of the oil field. Depending on the injectivity of the formation and the injection pressure at the wellhead, the technological personnel makes a decision on the choice of the steam injection mode.
По результатам данных, при необходимости регулирования расхода подачи пара направляют управляющий сигнал для корректировки поддержания на заданном уровне необходимой подачи пара с парогенератора в соответствующую зону горизонтального участка скважин. According to the results of the data, if it is necessary to regulate the steam supply, a control signal is sent to adjust the maintenance at a given level of the required steam supply from the steam generator to the corresponding zone of the horizontal section of the wells.
Устройство работает следующим образом.The device works as follows.
Устройство разработки залежи высоковязкой нефти тепловыми методами включает нагнетательные линии и технологическую обвязку нагнетания пара. Две нагнетательные линии расположены в горизонтальной паронагнетательной скважине с возможностью подачи пара в начало и конец горизонтального участка и одна нагнетательная линия - в добывающей скважине, расположенной ниже паронагнетательной скважины в одной вертикальной плоскости. Технологическая обвязка нагнетания пара содержит как минимум три параллельно расположенных счетчика пара (расходомера), установленных на линии подачи теплоносителя в две нагнетательные линии паронагнетательной скважины и как минимум в одну линию добывающей скважины. Подключение счетчиков пара к станции управления скважиной и коммутация электрических цепей станции выполнены сигнальным кабелем КВВГЭ 4*1. В качестве счетчиков пара применяют, например, «Endress +Hauser» марки Prowirl F 200, 7F2B50, DN50 2, в качестве системы управления скважиной применяют, например, систему управления скважиной Ижевского радиозавода марки ИРЗ-511-24-250.The device for the development of high-viscosity oil deposits by thermal methods includes injection lines and technological piping for steam injection. Two injection lines are located in a horizontal steam injection well with the ability to supply steam to the beginning and end of the horizontal section and one injection line - in a production well located below the steam injection well in the same vertical plane. The steam injection process piping contains at least three parallel steam meters (flow meters) installed on the coolant supply line to two injection lines of the steam injection well and at least one line of the production well. The connection of the steam meters to the well control station and the switching of the electric circuits of the station are made with a KVVGE 4 * 1 signal cable. As steam meters, for example, "Endress + Hauser" brands Prowirl F 200, 7F2B50, DN50 2 are used, as a well control system, for example, a well control system of the Izhevsk radio plant brand IRZ-511-24-250 is used.
В электрической схеме станции соединены параллельно один резистор на три счетчика резистором сопротивления номиналом 120 Ом, кроме этого производится оптимизация схемы подключения счетчиков к скважине, до этого счетчики подключались через искробезопасные барьеры, т.к. в скважины закачивается пар, в применении искробезопасного барьера нет необходимости, барьер нужен только на скважинах где добывается битум, а не закачивается пар, данное решение позволяет снизить сопротивление на участке цепи с 600 до 150 Ом, данное решение обеспечивает напряжение постоянного тока до 24 В в цепи линии связи. Резистор сопротивления последовательно соединен с контроллером расширения, соответствующим рабочему диапазону сопротивления и напряжения. По линии связи поступают значения расхода пара со скважин и передаются на станцию управления скважиной. Станция управления скважиной принимает и обрабатывает информацию, проводит анализ и формирует управляющий сигнал для регулирующего устройства в режиме реального времени отражает на контролирующем устройстве, панели управления станции управления скважиной. При необходимости срочного решения проблемы оператор пульта управления, с диспетчерского пункта, формирует управляющий сигнал и дистанционно отправляет информацию по каналу связи широкополосного беспроводного доступа, на станцию управления скважиной, для поддержания в заданном уровне необходимой подачи (расхода) теплоносителя с парогенератора в скважину.In the electrical circuit of the station, one resistor for three counters is connected in parallel with a 120 Ohm resistor, in addition, the scheme for connecting the meters to the well is optimized; before that, the meters were connected through intrinsically safe barriers, because steam is injected into the wells, there is no need to use an intrinsically safe barrier, the barrier is only needed in wells where bitumen is extracted, and not steam is injected, this solution allows you to reduce the resistance in the circuit section from 600 to 150 Ohm, this solution provides a DC voltage up to 24 V communication line circuit. The resistance resistor is connected in series with the expansion controller corresponding to the operating range of resistance and voltage. The communication line receives the values of the steam flow rate from the wells and is transmitted to the well control station. The well control station receives and processes information, analyzes and generates a control signal for the control device in real time, reflects on the control device, the control panel of the well control station. If there is an urgent need to solve the problem, the operator of the control panel, from the control room, generates a control signal and remotely sends information via the broadband wireless access channel to the well control station to maintain the required supply (flow) of the coolant from the steam generator into the well at a given level.
Предлагаемые способ и устройство обеспечивают повышение эффективности добычи высоковязкой нефти за счет повышения надежности и качества автоматического регулирования процесса, обеспечения стабильной передачи информации со счетчиков пара, расширение технологических возможностей при работе с тремя и более нагнетательными линиями скважин при использовании одной станции управления скважиной.The proposed method and device provide an increase in the efficiency of high-viscosity oil production by increasing the reliability and quality of automatic control of the process, ensuring stable transmission of information from steam meters, expanding technological capabilities when working with three or more injection lines of wells when using one well control station.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020100735A RU2730504C1 (en) | 2020-01-14 | 2020-01-14 | Method of development of high-viscosity oil deposit using thermal methods and device for implementation thereof |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020100735A RU2730504C1 (en) | 2020-01-14 | 2020-01-14 | Method of development of high-viscosity oil deposit using thermal methods and device for implementation thereof |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2730504C1 true RU2730504C1 (en) | 2020-08-25 |
Family
ID=72237926
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020100735A RU2730504C1 (en) | 2020-01-14 | 2020-01-14 | Method of development of high-viscosity oil deposit using thermal methods and device for implementation thereof |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2730504C1 (en) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| 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 |
| RU2411356C1 (en) * | 2009-10-27 | 2011-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method and arrangement for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production |
| RU2474680C1 (en) * | 2011-08-19 | 2013-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit using two-head horizontal wells |
| RU2558031C1 (en) * | 2014-08-22 | 2015-07-27 | Александр Сергеевич Артамонов | Steam-gas generator for production of oil and gas condensate |
| RU2574085C1 (en) * | 2014-10-21 | 2016-02-10 | Владимир Георгиевич Кирячёк | Viscous oil development method and device for its implementation (versions) |
| RU2583469C1 (en) * | 2014-12-24 | 2016-05-10 | Тал Ойл Лтд. | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen |
-
2020
- 2020-01-14 RU RU2020100735A patent/RU2730504C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| 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 |
| RU2411356C1 (en) * | 2009-10-27 | 2011-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method and arrangement for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production |
| RU2474680C1 (en) * | 2011-08-19 | 2013-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit using two-head horizontal wells |
| RU2558031C1 (en) * | 2014-08-22 | 2015-07-27 | Александр Сергеевич Артамонов | Steam-gas generator for production of oil and gas condensate |
| RU2574085C1 (en) * | 2014-10-21 | 2016-02-10 | Владимир Георгиевич Кирячёк | Viscous oil development method and device for its implementation (versions) |
| RU2583469C1 (en) * | 2014-12-24 | 2016-05-10 | Тал Ойл Лтд. | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10077642B2 (en) | Gas compression system for wellbore injection, and method for optimizing gas injection | |
| AU2003241367B2 (en) | System and method for flow/pressure boosting in subsea | |
| US8682589B2 (en) | Apparatus and method for managing supply of additive at wellsites | |
| RU2484242C2 (en) | Monitoring and control system and method of well flow rate | |
| US20070102152A1 (en) | Recovery of hydrocarbons using electrical stimulation | |
| AU2013223875B2 (en) | Wireless communication | |
| EP0558534A1 (en) | Well completion system | |
| CN109356560B (en) | In-situ mining method and in-situ mining well pattern | |
| RU2730504C1 (en) | Method of development of high-viscosity oil deposit using thermal methods and device for implementation thereof | |
| CN113503149A (en) | Underground low-power-consumption stratified water injection control method and system | |
| US6142229A (en) | Method and system for producing fluids from low permeability formations | |
| RU2267604C1 (en) | Mine oil field development method | |
| RU100553U1 (en) | HIGH-VISCOUS OIL FIELD DEVELOPMENT DEVICE | |
| Belsky et al. | Wind turbine electrical energy supply system for oil well heating | |
| NO322504B1 (en) | Procedure for ensuring repetition of messages over long programmable transmission lines with source system completion | |
| US10428619B2 (en) | Active flow control with multizone hydraulic power distribution module | |
| RU2440488C2 (en) | Method of simultaneous separate operation of multiple-zone wells and device for its implementation | |
| RU2346156C1 (en) | Hydrocarbon material extraction control system | |
| RU2672365C1 (en) | Method for developing oil deposit on unsteady cyclic pumping mode and device for its implementation | |
| CN210977413U (en) | Pressure-control gas lift control system | |
| RU2667242C1 (en) | Method of developing well oil reservoir with horizontal termination | |
| US11807808B1 (en) | Electric scale control with metal electrodes | |
| RU2706283C2 (en) | Method of optimal operation of gas and gas condensate wells with high liquid content | |
| US20220259950A1 (en) | Downhole wireless communication | |
| CN217712516U (en) | Low-power consumption layering water injection control system in pit |