RU2773088C1 - Gravitational method of oil production by two-shed wells - Google Patents
Gravitational method of oil production by two-shed wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2773088C1 RU2773088C1 RU2021125695A RU2021125695A RU2773088C1 RU 2773088 C1 RU2773088 C1 RU 2773088C1 RU 2021125695 A RU2021125695 A RU 2021125695A RU 2021125695 A RU2021125695 A RU 2021125695A RU 2773088 C1 RU2773088 C1 RU 2773088C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- production
- wellhead
- water emulsion
- string
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 76
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 24
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 claims abstract description 24
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims abstract description 15
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 11
- 210000000214 Mouth Anatomy 0.000 claims abstract description 8
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000001264 neutralization Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000007858 starting material Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 36
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 11
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 11
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 11
- 238000000034 method Methods 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 6
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 3
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000011068 load Methods 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000006011 modification reaction Methods 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 241000251729 Elasmobranchii Species 0.000 description 1
- 210000004907 Glands Anatomy 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 1
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефти старых месторождений в интервале горизонтального участка [E21B 43/16, E21B 43/24, E21B 43/241].The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the development of old oil fields in the interval of the horizontal section [E21B 43/16, E21B 43/24, E21B 43/241].
В современных условиях перспективы развития нефтяной отрасли связываются с разработкой месторождений тяжелой нефти и природных битумов. Пристальный интерес к месторождениям тяжелой нефти и природных битумов вполне объясним постоянным ростом цен на углеводородное сырье, постепенным истощением запасов традиционной легкой нефти, а также развитием технологий добычи «нетрадиционной» нефти. Большая часть мировых запасов тяжелой нефти находятся в Канаде, Венесуэле и России. Добыча нетрадиционной нефти требует нетрадиционного уникального подхода. Существуют различные способы разработки залежей тяжелой нефти и природных битумов, которые различаются технологическими и экономическими характеристиками. Условно технологии и способы разработки залежей тяжелой нефти и природных битумов, которые испытывались и нашли применение в практике добычи нефти в России и за рубежом, можно разделить на три группы:In modern conditions, the prospects for the development of the oil industry are associated with the development of deposits of heavy oil and natural bitumen. The keen interest in heavy oil and natural bitumen deposits can be fully explained by the constant increase in prices for hydrocarbon raw materials, the gradual depletion of traditional light oil reserves, and the development of technologies for the extraction of "unconventional" oil. Most of the world's heavy oil reserves are located in Canada, Venezuela and Russia. Extraction of unconventional oil requires an unconventional unique approach. There are various ways to develop deposits of heavy oil and natural bitumen, which differ in technological and economic characteristics. Conventionally, technologies and methods for the development of heavy oil and natural bitumen deposits, which have been tested and used in the practice of oil production in Russia and abroad, can be divided into three groups:
карьерный и шахтный способы разработки;career and mine methods of development;
так называемые «холодные» способы добычи;the so-called "cold" mining methods;
тепловые методы добычи.thermal extraction methods.
Естественно, что применимость той или иной технологии обусловливается геологическим строением и условиями залегания пластов, физико-химическими свойствами пластового флюида, состоянием и запасами углеводородного сырья, климатическими, географическими условиями и др.Naturally, the applicability of a particular technology is determined by the geological structure and conditions of the formations, the physicochemical properties of the formation fluid, the state and reserves of hydrocarbon raw materials, climatic, geographical conditions, etc.
Идея использования высокой плотности битумов в качестве движущей силы в процессе добычи с применением термического воздействия впервые была реализована на Ярегском месторождении, которое разрабатывается так называемым шахтно-скважинным способом. С развитием технологии горизонтального бурения в Канаде была разработана технология парогравитационного воздействия с применением пары горизонтальных скважин, более известная в мировой промышленности как SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage).The idea of using the high density of bitumen as a driving force in the process of mining using thermal impact was first realized at the Yaregskoye field, which is being developed by the so-called shaft-borehole method. With the development of horizontal drilling technology in Canada, the technology of steam-assisted gravity treatment using a pair of horizontal wells was developed, better known in the world industry as SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage).
В классическом описании эта технология требует бурения двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой. Скважины бурятся через нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Расстояние между двумя скважинами, как правило, составляет 5 метров. Длина горизонтальных стволов достигает 1000 м. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры.In the classical description, this technology requires the drilling of two horizontal wells located in parallel one above the other. Wells are drilled through oil-saturated thicknesses near the bottom of the formation. The distance between two wells is usually 5 meters. The length of horizontal wells reaches 1000 m. The upper horizontal well is used to inject steam into the formation and create a high-temperature steam chamber.
Процесс парогравитационного воздействия начинается со стадии предпрогрева, в течение которой (несколько месяцев) производится циркуляция пара в обеих скважинах. При этом за счет кондуктивного переноса тепла осуществляется разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами, снижается вязкость нефти в этой зоне и, тем самым, обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами.The process of steam-gravity impact begins with the preheating stage, during which (several months) steam is circulated in both wells. At the same time, due to the conductive heat transfer, the formation zone between the production and injection wells is heated, the viscosity of oil in this zone decreases, and, thereby, hydrodynamic communication between the wells is provided.
На основной стадии добычи производится уже нагнетание пара в нагнетательную скважину. Закачиваемый пар, из-за разницы плотностей, пробивается к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести.At the main stage of production, steam is already injected into the injection well. The injected steam, due to the density difference, makes its way to the upper part of the reservoir, creating an increasing steam chamber. At the interface between the steam chamber and cold oil-saturated thicknesses, a heat exchange process is constantly taking place, as a result of which the steam condenses into water and, together with the heated oil, flows down to the production well under the action of gravity.
Рост паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли пласта, после чего она начинает расширяться в стороны. При этом нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой. Таким образом, потери тепла минимальны, что делает этот способ разработки выгодным с экономической точки зрения.The upward growth of the steam chamber continues until it reaches the top of the formation, after which it begins to expand laterally. The oil is always in contact with the high temperature steam chamber. Thus, heat loss is minimal, which makes this development method economically advantageous.
Результаты пилотных проектов SAGD показали, что разработка залежей высоковязкой нефти (10000-45000 мПа·с) новым методом повышает коэффициент извлечения нефти до 60% по сравнению с 10% при циклической паротепловой обработке скважин.The results of SAGD pilot projects have shown that the development of high-viscosity oil deposits (10,000-45,000 mPa·s) by a new method increases the oil recovery factor up to 60% compared to 10% with cyclic steam treatment of wells.
Существует несколько ключевых проблем, которые компании, использующие технологию SAGD, должны преодолеть, чтобы достичь рентабельности технологии. Это: There are several key challenges that companies using SAGD technology must overcome in order to achieve cost-effective technology. It:
достижение максимальной энергоэффективности;achieving maximum energy efficiency;
оптимальный процесс разделение нефти и воды;optimal process for separating oil and water;
очистка воды для повторного использования в производстве пара.purification of water for reuse in steam generation.
Эффективное использование реагентов – основное условие успешного решения этих проблем. Одним из перспективных направлений повышения эффективности проектов SAGD с технологической, экономической и, что немаловажно, с экологической точки зрения является использование углеводородных растворителей. За последние годы был разработан целый ряд модификаций SAGD: Efficient use of reagents is the main condition for the successful solution of these problems. One of the promising directions for increasing the efficiency of SAGD projects from a technological, economic and, importantly, from an environmental point of view is the use of hydrocarbon solvents. In recent years, a number of SAGD modifications have been developed:
Vapour Extraction (VAPEX) – извлечение нефти посредством парообразного растворителя;Vapor Extraction (VAPEX) - extraction of oil by means of a vaporous solvent;
Expanding Solvent SAGD (ES-SAGD) – парогравитационное воздействие с добавкой растворителя;Expanding Solvent SAGD (ES-SAGD) - steam-gravity effect with the addition of a solvent;
Solvent Aided Process (SAP) – процесс с добавкой растворителя;Solvent Aided Process (SAP) - a process with the addition of a solvent;
Steam Alternating Solvent (SAS) – чередование закачки пара и растворителя.Steam Alternating Solvent (SAS) - alternating steam and solvent injection.
Несмотря на многообразие технологий, их можно разделить на 3 группы: технологии, в которых пар полностью заменяется растворителем, технологии, в которых пар и растворитель нагнетаются совместно и последовательная (циклическая) закачка пара и растворителя.Despite the variety of technologies, they can be divided into 3 groups: technologies in which steam is completely replaced by solvent, technologies in which steam and solvent are injected together, and sequential (cyclic) injection of steam and solvent.
Необходимость модификаций SAGD обусловлена стремлением улучшить экономические показатели проектов, учесть конкретные геолого-физические условия месторождения, а также жесткими требованиями в области охраны окружающей среды. Проекты SAGD являются крупнейшими потребителями пресной воды в регионах добычи, а плата за выбросы парниковых газов при производстве пара уже в обозримом будущем может стать весомой статьей затрат.The need for SAGD modifications is due to the desire to improve the economic performance of projects, take into account the specific geological and physical conditions of the field, as well as stringent requirements in the field of environmental protection. SAGD projects are the largest consumers of fresh water in the production regions, and the payment for greenhouse gas emissions from steam production can become a significant cost item in the foreseeable future.
Преимущества технологии парогравитационного дренажа: высокий коэффициент извлечения нефти, достигающий при благоприятных условиях 75%, непрерывный процесс добычи нефти, баланс между получением пара в условиях забоя и потерями тепла и как результат максимальные объемы извлечения, оптимальный суммарный паронефтяной коэффициент.Advantages of the steam gravity drainage technology: high oil recovery factor, reaching 75% under favorable conditions, continuous oil recovery process, balance between steam production at bottomhole conditions and heat loss and, as a result, maximum recovery volumes, optimal total steam-oil ratio.
Недостатками технологии парогравитационного дренажа являются высокая себестоимость нефти, связанная со стоимостью парогенерации, при которой требуется источник большого объема воды, а также оборудование по подготовке воды, а также высокие требования к разрабатываемому пласту по однородности и сравнительно большой мощности.The disadvantages of the steam gravity drainage technology are the high cost of oil associated with the cost of steam generation, which requires a source of a large volume of water, as well as water treatment equipment, as well as high requirements for the reservoir being developed in terms of uniformity and relatively large power.
Из патентных источников известен СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ [RU2421608 (C1), опубл.: 20.06.2011], включающий установку в пробуренную скважину перфорированной эксплуатационной колонны, изоляцию затрубного пространства до горизонтального ствола, установку в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб, герметизацию межтрубного пространства узлом изоляции, закачку вытесняющего агента в оконечную часть эксплуатационной колонны за узел изоляции и отбор продукта в начале горизонтального участка эксплуатационной колонны, отличающийся тем, что перед спуском эксплуатационной колонны в скважину до горизонтального участка устанавливают обсадную колонну с последующим ее цементированием, а между началом горизонтального участка и оконечной частью снаружи эксплуатационную колонну перед спуском оборудуют надувным пакером, который изнутри сообщен перепускными отверстиями, расположенными со стороны устья от узла изоляции, с эксплуатационной колонной, причем закачку рабочего агента осуществляют по межтрубному пространству через технологический клапан, сообщенный выходом с оконечной частью эксплуатационной колонны, а продукт отбирают по колонне насосно-компрессорных труб, сообщенных с затрубным пространством эксплуатационной колонны радиальными каналами.A METHOD FOR OIL DISPLACEMENT FROM A HORIZONTAL WELL [RU2421608 (C1), publ.: 06/20/2011] is known from patent sources, including installation of a perforated production string in a drilled well, isolation of the annular space to a horizontal wellbore, installation of tubing in the production string, sealing annular space with an isolation unit, injection of a displacing agent into the end part of the production string behind the isolation unit and withdrawal of the product at the beginning of the horizontal section of the production string, characterized in that before lowering the production string into the well, a casing string is installed to the horizontal section with its subsequent cementing, and between the beginning of the horizontal section and the end part from the outside, the production string before running is equipped with an inflatable packer, which is connected from the inside by bypass holes located on the side of the wellhead from the isolation unit, with the production string, and the injection of the working The agent is carried out through the annular space through the process valve, which communicates with the output of the end part of the production string, and the product is withdrawn through the tubing string, which communicates with the annulus of the production string by radial channels.
Недостатком аналога является высокая трудоемкость добычи нефти, обусловленная, также как и в описанной выше технологии SAGD, применением рабочего агента для вытеснения из затрубного пространства нефти, что в том числе приводит и к повышению себестоимости добычи нефти.The disadvantage of the analogue is the high labor intensity of oil production, due, as in the SAGD technology described above, to the use of a working agent to displace oil from the annulus, which, among other things, leads to an increase in the cost of oil production.
Наиболее близким по технической сущности является СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ДВУХУСТЬЕВЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН [RU 2431746 (A), опубл.: 20.10.2011], включающий строительство двухустьевых верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя, например перегретого пара через нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через добывающую скважину, отличающийся тем, что в качестве теплоносителя используется перегретый пар, смешанный с продуктами сгорания горючего топлива, который закачивают через одно из устьев нагнетательной колонны, при этом осуществляют отбор сконденсировавшейся на внутренней поверхности нагнетательной колонны влаги через другое устье, а при ухудшении коллекторских свойств и/или снижении суммарного отбора продукции пласта более чем в два раза за период не более трех месяцев одно из устьев добывающей скважины герметизируют, а через другое закачивают нефтеводяную эмульсию в объеме, превышающем не менее чем в два раза объем горизонтального ствола добывающей колонны, после технологической выдержки закачку теплоносителя и отбор продукции осуществляют в обычном режиме.The closest in technical essence is the METHOD FOR THE DEVELOPMENT OF A HEAVY OIL OR BITUMEN FIELD USING TWO-SHELL HORIZONTAL WELLS [RU 2431746 (A), publ.: 20.10.2011], including the construction of two-well upper injection and lower production wells with horizontal sections located one above the other , injection of a coolant, for example, superheated steam through an injection well with formation heating by creating a steam chamber and extraction of products through a production well, characterized in that superheated steam mixed with combustible fuel combustion products is used as a coolant, which is pumped through one of the mouths of the injection string, at the same time, moisture condensed on the inner surface of the injection string is withdrawn through another wellhead, and if the reservoir properties deteriorate and / or the total production of the formation is reduced by more than two times over a period of not more than three months, one of the wellheads of the production well The pipes are sealed, and an oil-water emulsion is pumped through the other in a volume that is at least twice the volume of the horizontal wellbore of the production string, after technological exposure, the coolant is injected and the product is taken in the usual mode.
Основной технической проблемой прототипа является проблема технологии SAGD, а именно высокая себестоимость нефти, практическая невозможность добычи нефти при отсутствии источника воды, трудозатраты на дополнительное оборудование по подготовке воды и особые требования к разрабатываемому пласту. Кроме того, применение описанного в прототипе способа неизменно ведет к отрицательному воздействию на природу.The main technical problem of the prototype is the problem of SAGD technology, namely the high cost of oil, the practical impossibility of oil production in the absence of a water source, labor costs for additional water treatment equipment and special requirements for the reservoir being developed. In addition, the use of the method described in the prototype invariably leads to a negative impact on nature.
Задачей изобретения является устранение недостатков прототипа.The objective of the invention is to eliminate the disadvantages of the prototype.
Технический результат изобретения заключается в снижении трудоемкости и трудозатрат разработки нефти.The technical result of the invention is to reduce the complexity and labor costs of oil development.
Указанный технический результат достигается за счет того, что гравитационный способ добычи нефти двухустьевыми скважинами, характеризующийся строительством двухустьевой скважины с горизонтальным участком, отличающийся тем, в выполненную скважину со стороны нагнетательного и добывающего устьев в полость пласта монтируют обсадные колонны внутрь которых петлей с выходом в продуктивный горизонт монтируют эксплуатационную колонну, изолированную в устьевых частях от обсадной колонны уплотнениями, при этом в горизонтальных участках обсадной и эксплуатационной колонн выполнены отверстия для дренажа из полости пласта во внутритрубное пространство эксплуатационной колонны под действием собственной силы тяжести нефтеводяной эмульсии, по мере заполнения которого нефтеводяную эмульсию вытесняют от нагнетательного к добывающему устьям очистными элементами запускаемыми со стороны нагнетательного устья устройством пуска и извлекаемым вместе с нефтеводяной эмульсией со стороны добывающего устья устройством приема, при этом упомянутые очистные элементы проталкивают в эксплуатационной колонне к добывающему устью высоким давлением нейтрального газа, подаваемого через нагнетательное устье от компрессора, соединенного с устройством пуска, нефтеводяную эмульсию от устройства приема добывающего устья с помощью магистрального насоса подают для дальнейшей переработки или хранения.The specified technical result is achieved due to the fact that the gravity method of oil production by two-head wells, characterized by the construction of a two-head well with a horizontal section, characterized in that casing strings are mounted into the completed well from the side of the injection and production mouths into the reservoir cavity, inside which a loop with access to the productive horizon a production string is mounted, isolated in the wellhead parts from the casing string by seals, while in the horizontal sections of the casing and production strings, holes are made for drainage from the formation cavity into the intrapipe space of the production string under the action of the own gravity of the oil-water emulsion, as it is filled, the oil-water emulsion is displaced from injection to the producing wellhead by cleaning elements launched from the side of the injection wellhead by the launcher and extracted together with the oil-water emulsion from the side of the producing wellhead at the same time, said cleaning elements are pushed in the production string to the producing well with high pressure of neutral gas supplied through the discharge well from the compressor connected to the start-up device, the oil-water emulsion from the receiving well is fed with the main pump for further processing or storage.
Краткое описание чертежей.Brief description of the drawings.
На фиг.1 показано схематичное изображение гравитационного способа добычи нефти двухустьевыми скважинами - вид сбоку.Figure 1 shows a schematic representation of the gravity method of oil production with double-headed wells - side view.
На фиг.2 показано схематичное изображение гравитационного способа добычи нефти двухустьевыми скважинами - вид сверху.Figure 2 shows a schematic representation of the gravity method of oil production double-headed wells - top view.
На фигурах обозначено: 1 - продуктивный горизонт, 2 - обсадная колонна, 3 - перфорация колонн, 4 - эксплуатационная колонна, 5 - сальниковое уплотнение, 6 - устройства пуска и приема, 7 - очистной элемент, 8 - компрессоры, 9 - емкость сбора, 10 - магистральный насос, 11 - установка подготовки нефти и газа, 12 - наливной стояк.The figures indicate: 1 - productive horizon, 2 - casing string, 3 - string perforation, 4 - production string, 5 - stuffing box seal, 6 - start-up and receiving devices, 7 - cleaning element, 8 - compressors, 9 - collection tank, 10 - main pump, 11 - oil and gas treatment plant, 12 - filling riser.
Осуществление изобретенияImplementation of the invention
Гравитационный способ добычи нефти двухустьевыми скважинами характеризуется тем, что в продуктивном горизонте 1 (см. Фиг.1) выполняют бурением горизонтальные скважины диаметром, например, 500 мм с горизонтальным окончанием ствола, имеющего два устья, длиной, зависящей от геометрических размеров залежи. Таких скважин на месте добычи нефти может быть выполнено несколько. В выполненную скважину монтируют обсадную колонну 2, в которой по всей длине выполнена перфорация 3.The gravity method of oil production with two-head wells is characterized by the fact that in the productive horizon 1 (see Figure 1) horizontal wells are drilled with a diameter of, for example, 500 mm with a horizontal end of the trunk having two mouths, a length depending on the geometric dimensions of the deposit. There can be several such wells at the oil production site. A
В обсадную колонну 2 опускают эксплуатационную колонну 4, диаметром, меньшим по сравнению с диаметром обсадной колонны 2. Например, для скважины диаметром 500 мм эксплуатационную колонну 4 выбирают диаметром 350 мм. По всей длине эксплуатационной колонны 4, так же как и в обсадной колонне 1, выполнена перфорация 3. Упомянутая эксплуатационная колонна 4 смонтирована петлей с выходом на добывающее устье скважины и выполнена с возможностью совмещенного выполнения функции лифта. Эксплуатационная колонна 4 от обсадной колонны 2 в устьевых частях изолирована сальниковым уплотнением 5. A
Со стороны нагнетательного и добывающего устья к эксплуатационной колонне 4 смонтированы устройства пуска и приема 6, оборудованные, соответственно, камерами пуска и приема (на фигурах не показаны) очистных элементов 7, выполненных в виде, например, полиуретановых шаров, торпед, поршней и т.д. Starting and receiving
По мере накопления, дренирующей через перфорацию колонн 3, нефтеводяной эмульсии в трубном пространстве обсадной 2 и эксплуатационной 4 колонн к нагнетательному устью эксплуатационной колонны 4 к камере пуска устройства пуска и приема 6 подключают компрессор 8, выполненный с возможностью получения азота из атмосферного воздуха. В камеру пуска устройства пуска и приема 6 помещают очистной элемент 7 и высоким давлением азота, подаваемым компрессором 8 (см. Фиг.2), запускают очистной элемент 7 по эксплуатационной колонне 4 от нагнетательного к добывающему устью скважины. Очистной элемент 7 при прохождении внутри эксплуатационной колонны 4 продавливает скопившуюся в ней нефтеводяную эмульсию от нагнетательного к добывающему устью и через последнее происходит излив нефтеводяной эмульсии. Нефтеводяную эмульсию подают в емкость сбора 9, откуда, при помощи магистрального насоса 10 по нефтепроводу откачивают на установку подготовки нефти и газа 11 или через стояк налива 12 откачивают в цистерны (на фигурах не показаны). As the oil-water emulsion draining through the perforation of the
По мере вытеснения всей накопленной в трубном пространстве эксплуатационной колонны 4 нефтеводяной эмульсии очистной элемент 7 достигает камеры приема устройства пуска и приема 6, смонтированного на втором (добывающем) устье эксплуатационной колонны 4 и на этом процесс на данной скважине прекращается до наступления следующего цикла заполнения трубного пространства эксплуатационной колонны 4 нефтеводяной эмульсией. Для оповещения о заполнении трубного пространства эксплуатационной колонны 4 нефтеводяной эмульсией в упомянутом пространстве монтируют датчики уровня (на фигурах не показаны).As the entire oil-water emulsion accumulated in the tubular space of the
Технологический процесс вытеснения накопленной гравитационным методом в эксплуатационной колонне 4 нефтеводяной эмульсии множества двухустьевых скважин может выполняться последовательно.The process of displacing the oil-water emulsion accumulated by the gravity method in the
Описанный пример является частным случаем реализации изобретения и не ограничивает его объем, который определяется формулой изобретения с учетом возможных вариантов.The described example is a special case of the implementation of the invention and does not limit its scope, which is determined by the claims, taking into account possible options.
Технический результат - снижение трудоемкости и трудозатрат разработки нефти достигается за счет простой, но эффективной технологии, не требующей затрат на ввод в пласт нефти пара или реагентов, а предполагающей под собой выполнение двухустьевых скважин с монтажом в них и одна в другую обсадной 2 и эксплуатационной 4 колонн с перфорацией 3 в их горизонтальных участках и с петлевым выходом эксплуатационной колонны 1 в продуктивный горизонт. Через перфорированные участки обсадной 2 и эксплуатационной 4 колонн нефтеводяная эмульсия под действием собственной силы тяжести попадает сначала в межколонное пространство, а затем во внутритрубное пространство эксплуатационной колонны 4. По мере наполнения упомянутую нефтеводяную эмульсию вытесняют через добывающее устье эксплуатационной колонны 4 путем проталкивания внутри эксплуатационной колонны 4 от нагнетательного к добывающему устью очистного элемента 7 создаваемым с помощью компрессора 8 высоким давлением нейтрального газа, подаваемым через устройство пуска 6, являющегося одновременно устройством пуска очистного элемента 7. Для извлечения из добывающего устья эксплуатационной колонны 4 нефтеводяной эмульсии и очистного элемента 7 на упомянутом устье смонтировано устройства приема 6, к которому также подключен магистральный насос 10, подающий нефтеводяную эмульсию к установке подготовки нефти и газа 11 или в наливной стояк 12.EFFECT: reduction of labor intensity and labor costs of oil development is achieved due to a simple but effective technology that does not require the cost of introducing steam or reagents into the oil reservoir, but involves the implementation of double-head wells with installation of
Claims (1)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2773088C1 true RU2773088C1 (en) | 2022-05-30 |
Family
ID=
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5029641A (en) * | 1987-12-17 | 1991-07-09 | Standard Alaska Production Company | Inverted wellbore completion |
RU2153637C2 (en) * | 1995-01-27 | 2000-07-27 | Лангсет Эйнар | Method of use of at least two separate wells for extraction of hydrocarbon raw materials for generation of geothermal energy |
RU2185496C1 (en) * | 2001-10-23 | 2002-07-20 | Открытое акционерное общество Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова | Composition for cleaning the internal cavity and surface of pipelines and separation of flows of transferred fluids |
RU2246001C1 (en) * | 2003-05-26 | 2005-02-10 | Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Method for extracting deposits of viscous oils and bitumens |
RU2304708C1 (en) * | 2005-11-30 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть) | Method for extracting oil from horizontal well |
RU2524581C1 (en) * | 2013-03-22 | 2014-07-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Pipe inner surface cleaner |
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5029641A (en) * | 1987-12-17 | 1991-07-09 | Standard Alaska Production Company | Inverted wellbore completion |
RU2153637C2 (en) * | 1995-01-27 | 2000-07-27 | Лангсет Эйнар | Method of use of at least two separate wells for extraction of hydrocarbon raw materials for generation of geothermal energy |
RU2185496C1 (en) * | 2001-10-23 | 2002-07-20 | Открытое акционерное общество Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова | Composition for cleaning the internal cavity and surface of pipelines and separation of flows of transferred fluids |
RU2246001C1 (en) * | 2003-05-26 | 2005-02-10 | Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Method for extracting deposits of viscous oils and bitumens |
RU2304708C1 (en) * | 2005-11-30 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть) | Method for extracting oil from horizontal well |
RU2524581C1 (en) * | 2013-03-22 | 2014-07-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Pipe inner surface cleaner |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2287677C1 (en) | Method for extracting oil-bitumen deposit | |
CA2797650C (en) | Loop systems and methods of using the same for conveying and distributing thermal energy into a wellbore | |
US7921907B2 (en) | In situ method and system for extraction of oil from shale | |
RU2350747C1 (en) | Method of oil deposit development | |
RU2455475C1 (en) | Method of development of high-viscosity oil fields with strata of small thickness by way of cyclic injection of solvent and steam into single inclined wells | |
CN110644963B (en) | Method for exploiting hydrate based on multilateral well | |
RU2305762C1 (en) | Method for viscous oil or bitumen deposit field development | |
US8770289B2 (en) | Method and system for lifting fluids from a reservoir | |
RU2582256C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil or bitumen | |
RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
RU2527984C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
RU2211318C2 (en) | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation | |
RU2515662C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
RU2773088C1 (en) | Gravitational method of oil production by two-shed wells | |
CN110805412A (en) | Dry-hot rock stratum and hydrate reservoir combined mining method | |
RU2199657C2 (en) | Underground-surface method of development of high- viscosity oil deposit | |
RU2593614C1 (en) | Method for mining-well extraction scavenger oil and process equipment system therefor | |
RU2741644C1 (en) | Method of development of hard-to-recover hydrocarbon deposits | |
WO2014177188A1 (en) | Method of recovering thermal energy | |
RU2339808C1 (en) | Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit | |
RU2693055C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
RU2199004C2 (en) | Method of oil formation development | |
RU2461705C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposit at thermal effect | |
RU2690588C2 (en) | Method of super-viscous oil field development |