NL9100287A - Werkwijze en putsysteem voor het winnen van koolwaterstoffen. - Google Patents
Werkwijze en putsysteem voor het winnen van koolwaterstoffen. Download PDFInfo
- Publication number
- NL9100287A NL9100287A NL9100287A NL9100287A NL9100287A NL 9100287 A NL9100287 A NL 9100287A NL 9100287 A NL9100287 A NL 9100287A NL 9100287 A NL9100287 A NL 9100287A NL 9100287 A NL9100287 A NL 9100287A
- Authority
- NL
- Netherlands
- Prior art keywords
- well
- production
- fluid
- borehole
- fluid transfer
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 17
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 17
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 85
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 75
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 51
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 32
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 32
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 6
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims description 4
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 claims description 4
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 claims description 3
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000004571 lime Substances 0.000 claims description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 10
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- -1 steam Substances 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 230000003466 anti-cipated effect Effects 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002308 calcification Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 238000003809 water extraction Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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 OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/02—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Description
UITTREKSEL
Fluïda, zoals stoom, water, schuim of chemische middelen die kalk- of asfaltafzetting voorkomen, worden nabij de aanzuigzone van een produktieput via ten minste één fluïdumoverdrachtboorgat dat zich op een lokatie in de put en van de produktieput af in de reservoirformatie uitstrekt, in de reservoirformatie geïnjecteerd of daaraan onttrokken.
WERKWIJZE EN PUTSYSTEEM VOOR HET WINNEN VAN KOOLWATERSTOFFEN
Deze uitvinding heeft betrekking op een werkwijze en een putsysteem voor het winnen van koolwaterstoffen uit een onderaardse reservoirformatie.
Tijdens de winning via een produktieput van koolwaterstoffen zoals olie en gas uit een reservoirformatie kan de produktiviteit van de put achteruitgaan door verstopping van de formatie en erosie van de reservoirformatie in het gebied van de aanzuigzone. In dit gebied vindt een sterke drukverlaging plaats van de geproduceerde fluïda, terwijl de snelheid van deze fluïda door de formatieporiën hoog is. Onder deze omstandigheden kunnen neerslaan en afzetting van asfalt, zware ruwe-oliefracties, kalk, zout of zwavel uiteindelijk leiden tot een sterke produktiviteitvermindering van de put. De grote drukverlaging kan voorts tot „water coning" leiden, wat inhoudt dat water uit een waterhoudende laag onder de reservoirformatie omhoog wordt gezogen.
Bekend is het via de produktieput in de aanzuigzone injecteren van fluïda, zoals stoom, water, oplosmiddelen en chemische middelen om moeilijkheden bij de produktie te verlichten. Deze fluïda kunnen na onderbreking van de produktiewerkzaamheden via de produktie-buizen van de put in de omliggende formatie worden geïnjecteerd.
Ook is bekend dat deze fluïda via een afzonderlijke doorgang in de produktieput naar een lokatie boven de aanzuigzone kunnen worden geïnjecteerd, vanwaar de fluïda in de omliggende formatie worden geïnjecteerd, waarbij wordt verwacht dat zij zich door de formatie naar de aanzuigzone verplaatsen. In de Amerikaanse octrooischriften nrs. 4.109.722, 4.109.723 en 4.362.213 worden putsystemen vermeld waarbij fluïda via de ringruimte rondom de produktiebuis in de put worden gepompt en vervolgens via perforaties in de putmantel boven de aanzuigzone in de omliggende formatie worden geïnjecteerd. In het octrooi '722 wordt vermeld dat de penetratiediepte van het geïnjecteerde fluïdum kan worden vergroot door in de formatieporiën rondom de put tussen de lokatie waar de fluïda worden geïnjecteerd en de aanzuigzone een ondoordringbare barrière van cement te vormen.
Een nadeel van het injecteren van fluïdum boven de aanzuigzone is dat het geïnjecteerde fluïdum de neiging heeft om de kortste weg door de reservoirformatie naar de daaronder liggende aanzuigzone te kiezen, zodat de fluïda alleen het bovenste deel van deze zone bereiken.
De onderhavige uitvinding beoogt een werkwijze en een putsysteem voor het winnen van koolwaterstoffen te verschaffen, die de moeilijkheden samenhangend met de produktietechnieken volgens de bestaande techniek verminderen.
De werkwijze volgens de uitvinding omvat: het aanbrengen van een produktieput omvattende een in de reservoirformatie geboord produktieboorgat, ten minste één fluïdumoverdrachtboorgat dat op een lokatie in de put en van het produktieboorgat af is geboord, en een putmond; het produceren van een koolwaterstoffluïdum via het produktieboorgat; en het overbrengen van een ander fluïdum tussen de putmond, genoemd fluïdumoverdrachtboorgat en de reservoirformatie.
Het putsysteem volgens de uitvinding omvat: een produktieput omvattende een in de reservoirformatie geboord produktieboorgat, ten minste één fluïdumoverdrachtboorgat dat op een lokatie in de put en van het produktieboorgat af is geboord, en een putmond; middelen voor het produceren van een koolwaterstoffluïdum door het produktieboorgat; en middelen voor het overbrengen van een ander fluïdum tussen de putmond, het fluïdumoverdrachtboorgat en de reservoirformatie. Opgemerkt wordt dat bekend is uit Britse octrooiaanvrage nr. 2.194.572 om in een scheider in de boorput water van ruwe olie te scheiden en het afgescheiden water via een waterrecirculatielijn in een onderliggende waterhoudende laag opnieuw te injecteren. Men zal begrijpen dat deze bekende putconfiguratie geen injectie toelaat van een speciaal behandelings- of spoelfluïdum in de formatie, evenmin voorkomt de bekende putconfiguratie „water coning", aangezien het recirculeren van water geen netto waterverwijdering uit de formatie tot gevolg heeft.
De uitvinding wordt nader beschreven aan de hand van bijgaande tekeningen, waarin:
Figuur 1 een putsysteem volgens de uitvinding illustreert met volgens een vogelkooiconfiguratie opgestelde fluïdumoverdracht-boorgaten;
Figuur 2 een putsysteem met een dubbele-L-configuratie illustreert;
Figuur 3 een ander putsysteem met een dubbele-L-configuratie illustreert; en
Figuur 4 een putsysteem illustreert met volgens een paraplu-configuratie opgestelde fluïdumoverdrachtboorgaten.
Figuur 1 toont een overlangse doorsnede van een olieproduktie-put 1 met een aanzuigzone 2 waaromheen een reeks fluïdumoverdrachtboorgaten 3 in vogelkooiconfiguratie in de omliggende reservoir-formatie 4 is geboord.
De produktieput 1 omvat een putmantel 6, waarin in het gebied van de aanzuigzone 2 een reeks perforaties 7 is geschoten teneinde instroming van olie in de put mogelijk te maken. In de put 1 is een produktiebuis 9 opgehangen, terwijl een eerste pakker 10 de tussen de produktiebuis 9 en de putmantel 6 gevormde ringruimte juist boven de aanzuigzone 2 afsluit.
Coaxiaal rondom de produktiebuis 9 is een fluïduminjectiebuis 12 opgesteld zodanig dat het onderste uiteinde van de injectiebuis 12 zich boven de eerste pakker 10 bevindt. Een tweede pakker 14 sluit de tussen de injectiebuis 12 en de putmantel gevormde ringruimte juist boven het onderste uiteinde van de injectiebuis 12 af. Op deze wijze wordt tussen de twee pakkers 10 en 14 een fluïduminjectiekamer 16 gevormd, van waaruit de injectieboorgaten 3 zich in de reservoirformatie 4 uitstrekken.
De injectieboorgaten 3 kunnen in de formatie 4 worden geboord met gebruikmaking van een straalboortechniek, waarmee de injectie-putten zijdelings van de produktieput 1 af kunnen worden geboord, zodanig dat elk injectieboorgat 3 een radiale bovensectie 3A heeft alsmede een axiale ondersectie 3B, die in hoofdzaak evenwijdig is aan de aanzuigzone 2 van de produktieput 1.
De injectieboorgaten 3 (waarvan twee zijn afgebeeld) zijn met in omtreksrichting onderling regelmatige afstanden vanuit de injectiekamer 16 in de formatie 4 geboord, zodanig dat deze injectieboorgaten 3 een „vogelkooi"-systeem van injectieboorgaten rondom aanzuigzone 2 van de produktieput 1 vormen.
Tijdens bedrijf van de put 1 komen formatiefluïda via de perforaties 7 de aanzuigzone 2 van de produktieput 1 binnen en worden vervolgens via de produktiebuis 9 naar het aardoppervlak overgebracht.
Als zich produktiemoeilijkheden als gevolg van chemische en/of fysische achteruitgang van de reservoirformatie 4 rondom de aanzuigzone 2 voordoen of als die worden voorzien, wordt via de injectiebuis 12, injectiekamer 16 en injectieboorgaten 3 fluïdum in de formatie geïnjecteerd. De vogelkooiconfiguratie van de injectieboorgaten 3 rondom de aanzuigzone 2 waarborgt een gelijke verdeling van het geïnjecteerde fluïdum over deze zone 2 wanneer het geïnjecteerde fluïdum via de produktieput 1 met de ruwe olie wordt meegewonnen.
Het geïnjecteerde fluïdum kan stoom bevatten om de gewonnen olie te verhitten en de viscositeit ervan te verlagen. Ook kan het fluïdum chemische oplosmiddelen en middelen bevatten om asfalt-afzetting en verkalking te voorkomen.
Men zal begrijpen dat in plaats van de vogelkooiconfiguratie van meerdere injectieboorgaten ook een enkel injectieboorgat naast de aanzuigzone van de produktieput kan worden geboord om produktie-problemen te verminderen. Dit enkelvoudige injectieboorgat kan een spiraalvorm rondom de aanzuigzone van de produktieput hebben om gelijkmatige verdeling van injectiefluïdum in de reservoirformatie rondom de aanzuigzone van de produktieput te vergemakkelijken.
Figuur 2 toont een putsysteem waarbij de produktieput 20 en het fluïdumoverdrachtboorgat 21 in een dubbele-L-configuratie zijn opgesteld.
De produktieput omvat een vertikale bovensectie 20A en een in hoofdzaak horizontale benedensectie 20B met een aanzuigzone waarin perforaties 22 zijn geschoten om instroming van koolwaterstoffen vanuit de omliggende reservoirformatie 23 in de put 20 te vergemakkelij ken.
De bovenste sectie 21A van het fluïdumoverdrachtboorgat strekt zich neerwaarts uit van de produktieput 20 af, terwijl de benedensectie 21B ervan evenwijdig aan de benedensectie 20B van de produktieput is georiënteerd.
De horizontale benedensectie 21B van het fluïdumoverdrachtboorgat 21 is van de vertikale bovensectie afgeboord door onderin het vertikale boorgat een afbuigingsschoen 24 te plaatsen, zodat de boorinrichting nabij de onderste begrenzing 25 van de reservoir-formatie 23 in horizontale richting wordt afgebogen. De horizontale benedensectie 20B van de produktieput 20 is op soortgelijke wijze geboord, met dien verstande dat de afbuigingsschoen voor het doen afbuigen van de boorinrichting ter vorming van deze benedensectie 20B na voltooiing van deze sectie 20B is verwijderd of uitgeboord.
De bovensectie 20A van de produktieput bevat een produktiebuis 26, een fluïduminjectiebuis 27 en een pakker 28, die het boorgat tussen buis 26, buis 27 en de putmantel 29 juist boven het extractiepunt van de lagere putsectie 20B afsluit. De injectiebuis 27 strekt zich in het overdrachtboorgat 21 uit via een pakker 30 die zich juist beneden dit extractiepunt bevindt.
Het onderste uiteinde van de produktiebuis 26 bevindt zich in het gebied 31 van de put tussen de pakkers. Het onderste uiteinde van de injectiebuis 27 is aangesloten op een van sleuven voorziene mantelpijp 32 via welke een behandelingsfluïdum in de omliggende reservoirformatie 23 kan worden geïnjecteerd.
Als tijdens het olie winnen via de produktieput 20 moeilijkheden door neerslaan van afzetting in de reservoirformatie 23 nabij de aanzuigzone worden voorzien, wordt via de injectiebuis 27 een behandelingsfluldum in de formatie 23 geïnjecteerd, zodanig dat het zich door de formatie naar de aanzuigzone van de produktieput 20 beweegt.
Het geïnjecteerde behandelingsfluldum kan omvatten water, schuim, stoom, of chemische middelen die neergeslagen afzettingen oplossen of middelen die de binding tussen formatiedeeltjes verbeteren, om erosie van de reservoirformatie te voorkomen. Ook kan het geïnjecteerde fluïdum een behandelde fractie van de gewonnen koolwaterstoffen bevatten, welke fractie een zodanige samenstelling heeft dat zij neergeslagen afzettingen oplost.
Figuur 3 toont een dubbele-L-putsysteem, waarbij olie via de horizontale benedensectie 35 van de put wordt gewonnen en in de produktiebuis 36 wordt gebracht, terwijl water via de horizontale benedensectie van het fluïdumoverdrachtboorgat 37 wordt gewonnen en in een fluïdumoverdrachtsbuis 38 wordt gebracht.
Het doel van de waterwinning via dit boorgat 37 is „water coning" te voorkomen of, met andere woorden, te voorkomen dat het grensvlak 39 tussen olie en water de aanzuigzone van de benedensectie 35 van de put bereikt.
De winning van water via het fluïdumoverdrachtboorgat 37 kan desgewenst worden onderbroken als het grensvlak 39 tussen olie en water diep genoeg is gezonken. Dan kan op dezelfde wijze behandelingsvloeistof in de reservoirformatie 40 worden geïnjecteerd als met betrekking tot Figuur 2 is beschreven. Dit behandelingsfluldum kan chemicaliën bevatten die een ondoordringbare barrière vormen teneinde verder voortschrijden van water naar de aanzuigzone van de put te vertragen.
Men zal begrijpen dat een dubbele-L-putsysteem met een fluïdumoverdrachtboorgat boven de horizontale benedensectie van de produktieput kan worden gebruikt als vermenging met gas uit een gaskap boven het oliereservoir dient te worden vermeden.
Figuur 4 toont een putsysteem waarbij fluïdumoverdracht-boorgaten 44 in een parapluconfiguratie rondom de aanzuigzone 45 van een olieproduktieput zijn opgesteld.
Een samenstelling van een injectiebuis 46, produktiebuis 47 en pakkers 48, 48A vergemakkelijkt tegelijkertijd de fluïduminjectie in de reservoirformatie 49 en de oliewinning via de geperforeerde aanzuigzone 50 van de put.
Opgemerkt wordt dat de fluïduminjectiebuis een tijdelijk geïnstalleerde spiraalbuis kan zijn, die uit de put wordt teruggehaald nadat een groep behandelingsfluïda via het fluïdum-overdrachtboorgat, respectievelijk -boorgaten in de reservoirformatie is geïnjecteerd.
Talloze andere modificaties van de in de bijgaande tekeningen afgeheelde putsysteemconfiguraties zullen deskundigen duidelijk worden. Dienovereenkomstig dient duidelijk te worden begrepen dat de uitvoeringsvormen van het in de tekeningen getoonde putsysteem slechts voorbeelden zijn.
Claims (15)
1. Werkwijze voor het winnen van koolwaterstoffen uit een onderaardse reservoirformatie, welke werkwijze omvat: het aanbrengen van een produktieput omvattende een in de reservoirformatie geboord produktieboorgat, ten minste één fluïdumoverdrachtboorgat dat op een lokatie in de put en van het produktieboorgat af is geboord, en een putmond; het produceren van een koolwaterstoffluïdum via het produktieboorgat ; en het overbrengen van een ander fluïdum tussen de putmond, genoemd fluïdumoverdrachtboorgat en de reservoirformatie.
2. Werkwijze volgens conclusie 1, waarbij genoemd ander fluïdum een behandelingsfluïdum is, dat vanuit de putmond in genoemd fluïdumoverdrachtboorgat wordt overgebracht via een fluïdum-overdrachtbuis die evenwijdig aan een koolwaterstofproduktiebuis door ten minste een bovensectie van de produktieput loopt.
3. Werkwijze volgens conclusie 1 of 2, waarbij genoemd fluïdumoverdrachtboorgat en een aanzuigzone van de produktieput worden geboord als evenwijdige, in hoofdzaak zijtakken van een in hoofdzaak vertikale bovensectie van het produktieboorgat, dat zich van het aardoppervlak naar de reservoirformatie uitstrekt.
4. Werkwijze volgens een der voorgaande conclusies, waarbij meerdere fluïdumoverdrachtboorgaten van een produktieboorgat af worden geboord, waarbij elk fluïdumoverdrachtboorgat een radiale sectie omvat die zich in radiale richting vanaf een lokatie van het produktieboorgat nabij de aanzuigzone uitstrekt en een axiale sectie die evenwijdig ten opzichte van genoemde aanzuigzone is georiënteerd.
5. Werkwijze volgens conclusie 1, waarbij het fluïdumoverdrachtboorgat zich beneden de aanzuigzone van de produktieput bevindt en waarbij poriënwater via het fluïdumoverdrachtboorgat uit de reservoirformatie wordt gewonnen.
6. Werkwijze volgens een der voorafgaande conclusies, waarbij de stappen van het produceren van genoemd koolwaterstoffluïdum en overbrengen van genoemd ander fluïdum afwisselend worden uitgevoerd.
7. Werkwijze volgens een der conclusies 1-3, waarbij een waterig fluïdum via het fluïdumoverdrachtboorgat in de reservoirformatie wordt geïnjecteerd.
8. Werkwijze volgens een der conclusies 1-3, waarbij fluïdum dat chemische middelen ter voorkoming van kalk- of asfaltafzetting bevat via het fluïdumoverdrachtboorgat in de reservoirformatie wordt geïnjecteerd.
9. Putsysteem voor het winnen van koolwaterstoffen uit een onderaardse reservoirformatie, omvattende: een produktieput omvattende een in de reservoirformatie geboord produktieboorgat, ten minste één fluïdumoverdrachtboorgat dat op een lokatie in de put en van het produktieboorgat af is geboord, en een putmond; middelen voor het produceren van een koolwaterstoffluïdum door het produktieboorgat; en middelen voor het overbrengen van een ander fluïdum tussen de putmond, het fluïdumoverdrachtboorgat en de reservoirformatie.
10. Putsysteem volgens conclusie 9, waarbij genoemde produktie-middelen een produktiebuis in het produktieboorgat bevatten, welke produktiebuis in fluïdumcommunicatie is met een aanzuigzone van de put, en genoemde fluïdumoverdrachtmiddelen een fluïduminjectiebuis bevatten met een evenwijdig aan de produktiebuis opgestelde bovensectie en een geperforeerde benedensectie die zich in het fluïdumoverdrachtboorgat uitstrekt.
11. Putsysteem volgens conclusie 9, waarbij de produktieput een in hoofdzaak horizontale aanzuigzone heeft en het fluïdumoverdrachtboorgat een benedensectie heeft die in hoofdzaak evenwijdig is aan en zich bevindt onder genoemde aanzuigzone, en waarbij een eerste pakker een ringruimte tussen de produktiebuis en de fluïdum- injectiebuis en een putmantel op een punt boven de lokatie van de aanzuigzone afsluit, een tweede pakker een ringruimte tussen de fluïduminjectiebuis en de putmantel op een punt beneden de aanzuigzone afsluit en de produktiebuis een onderste uiteinde heeft dat zich tussen de pakkers bevindt.
12. Putsysteem volgens conclusie 9, waarbij de produktieput meerdere genoemde fluïdumoverdrachtboorgaten omvat, die in vogel-kooiconfiguratie rondom een aanzuigzone van de produktieput zijn opgesteld.
13. Putsysteem volgens conclusie 9, waarbij de produktieput meerdere genoemde fluïdumoverdrachtboorgaten omvat, die in parapluconfiguratie rondom een aanzuigzone van de produktieput zijn opgesteld.
14. Werkwijze voor het winnen van koolwaterstoffen uit een onderaardse reservoirformatie, in hoofdzaak zoals beschreven met betrekking tot de tekeningen.
15. Putsysteem voor het winnen van koolwaterstoffen uit een onderaardse reservoirformatie, in hoofdzaak zoals beschreven met betrekking tot de tekeningen.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB9003758 | 1990-02-20 | ||
GB909003758A GB9003758D0 (en) | 1990-02-20 | 1990-02-20 | Method and well system for producing hydrocarbons |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NL9100287A true NL9100287A (nl) | 1991-09-16 |
NL194511B NL194511B (nl) | 2002-02-01 |
NL194511C NL194511C (nl) | 2002-06-04 |
Family
ID=10671272
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NL9100287A NL9100287A (nl) | 1990-02-20 | 1991-02-19 | Werkwijze en putsysteem voor het winnen van koolwaterstoffen. |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5127457A (nl) |
CA (1) | CA2036165C (nl) |
GB (2) | GB9003758D0 (nl) |
NL (1) | NL9100287A (nl) |
NO (1) | NO303791B1 (nl) |
Families Citing this family (38)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2055549C (en) * | 1991-11-14 | 2002-07-23 | Tee Sing Ong | Recovering hydrocarbons from tar sand or heavy oil reservoirs |
US5314020A (en) * | 1992-09-11 | 1994-05-24 | Mobil Oil Corporation | Technique for maximizing effectiveness of fracturing in massive intervals |
US5462120A (en) * | 1993-01-04 | 1995-10-31 | S-Cal Research Corp. | Downhole equipment, tools and assembly procedures for the drilling, tie-in and completion of vertical cased oil wells connected to liner-equipped multiple drainholes |
US5579838A (en) * | 1995-08-07 | 1996-12-03 | Enviro-Tech Tools, Inc. | Above production disposal tool |
EP0888489A4 (en) * | 1996-03-20 | 2000-10-18 | Mobil Oil Corp | METHOD FOR PRODUCING HYDROCARBONS BY MEANS OF A PRODUCTION HOLE POINTING UPWARD IN THE CARRIER |
US5899270A (en) * | 1996-05-24 | 1999-05-04 | Dresser Oil Tools Division Of Dresser Industries, Inc. | Side intake valve assembly |
US5767680A (en) * | 1996-06-11 | 1998-06-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for sensing and estimating the shape and location of oil-water interfaces in a well |
US5771973A (en) * | 1996-07-26 | 1998-06-30 | Amoco Corporation | Single well vapor extraction process |
US5862863A (en) * | 1996-08-26 | 1999-01-26 | Swisher; Mark D. | Dual completion method for oil/gas wells to minimize water coning |
US8376052B2 (en) * | 1998-11-20 | 2013-02-19 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for surface production of gas from a subterranean zone |
US7073595B2 (en) * | 2002-09-12 | 2006-07-11 | Cdx Gas, Llc | Method and system for controlling pressure in a dual well system |
US8297377B2 (en) | 1998-11-20 | 2012-10-30 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface and tools therefor |
US7025154B2 (en) | 1998-11-20 | 2006-04-11 | Cdx Gas, Llc | Method and system for circulating fluid in a well system |
US6280000B1 (en) | 1998-11-20 | 2001-08-28 | Joseph A. Zupanick | Method for production of gas from a coal seam using intersecting well bores |
US7048049B2 (en) | 2001-10-30 | 2006-05-23 | Cdx Gas, Llc | Slant entry well system and method |
GB2369630B (en) * | 1999-02-09 | 2003-09-03 | Schlumberger Technology Corp | Completion equipment having a plurality of fluid paths for use in a well |
US6382316B1 (en) | 2000-05-03 | 2002-05-07 | Marathon Oil Company | Method and system for producing fluids in wells using simultaneous downhole separation and chemical injection |
US20030066649A1 (en) * | 2001-10-10 | 2003-04-10 | Koot Leo W. | Single well combination oil production/water dump flood apparatus and methods |
US7360595B2 (en) * | 2002-05-08 | 2008-04-22 | Cdx Gas, Llc | Method and system for underground treatment of materials |
US6991047B2 (en) * | 2002-07-12 | 2006-01-31 | Cdx Gas, Llc | Wellbore sealing system and method |
US7025137B2 (en) * | 2002-09-12 | 2006-04-11 | Cdx Gas, Llc | Three-dimensional well system for accessing subterranean zones |
US8333245B2 (en) | 2002-09-17 | 2012-12-18 | Vitruvian Exploration, Llc | Accelerated production of gas from a subterranean zone |
US6840321B2 (en) * | 2002-09-24 | 2005-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral injection/production/storage completion system |
US6951252B2 (en) | 2002-09-24 | 2005-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface controlled subsurface lateral branch safety valve |
US20050087336A1 (en) * | 2003-10-24 | 2005-04-28 | Surjaatmadja Jim B. | Orbital downhole separator |
US7159661B2 (en) * | 2003-12-01 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral completion system utilizing an alternate passage |
US7370701B2 (en) * | 2004-06-30 | 2008-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore completion design to naturally separate water and solids from oil and gas |
US7429332B2 (en) * | 2004-06-30 | 2008-09-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Separating constituents of a fluid mixture |
US7462274B2 (en) | 2004-07-01 | 2008-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid separator with smart surface |
US7823635B2 (en) * | 2004-08-23 | 2010-11-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole oil and water separator and method |
US7370696B2 (en) * | 2004-09-07 | 2008-05-13 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore system for producing fluid |
BRPI0714163A2 (pt) * | 2006-07-14 | 2014-03-25 | Shell Int Research | Método para controlar o fluxo de água nos poros de uma região próxima ao furo de poço de uma formação permeável. |
US7909094B2 (en) | 2007-07-06 | 2011-03-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oscillating fluid flow in a wellbore |
US8215407B2 (en) * | 2009-07-22 | 2012-07-10 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus for fluidizing formation fines settling in production well |
US20110079382A1 (en) * | 2009-10-05 | 2011-04-07 | Schlumberger Technology Corporation | Chemical injection of lower completions |
WO2013025420A2 (en) * | 2011-08-16 | 2013-02-21 | Schlumberger Canada Limited | Hydrocarbon recovery employing an injection well and a production well having multiple tubing strings with active feedback control |
US20170058646A1 (en) * | 2015-08-25 | 2017-03-02 | Shell Oil Company | Deepwater extended reach hardrock completions |
MX2020003840A (es) * | 2017-10-13 | 2020-10-08 | Abu Dhabi Nat Oil Co | Metodo y dispositivo para producir fluidos o gases de un pozo horizontal. |
Family Cites Families (20)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1816260A (en) * | 1930-04-05 | 1931-07-28 | Lee Robert Edward | Method of repressuring and flowing of wells |
US2171416A (en) * | 1937-02-23 | 1939-08-29 | Lee Angular Drill Corp | Method of treating a producing formation |
US2365591A (en) * | 1942-08-15 | 1944-12-19 | Ranney Leo | Method for producing oil from viscous deposits |
US3064729A (en) * | 1959-12-08 | 1962-11-20 | Jersey Prod Res Co | Oil recovery method |
US3159214A (en) * | 1961-06-05 | 1964-12-01 | Pan American Petroleum Corp | Method for injecting and recovering fluids from a formation |
US3497011A (en) * | 1968-02-07 | 1970-02-24 | Exxon Production Research Co | Prevention of oil well coning by mobility reduction |
US3938592A (en) * | 1970-03-23 | 1976-02-17 | Ivan Timofeevich Aladiev | Rock-exploitation method based on thermodynamic cycles utilizing in-situ energy source |
US4022279A (en) * | 1974-07-09 | 1977-05-10 | Driver W B | Formation conditioning process and system |
CA1072442A (en) * | 1975-11-11 | 1980-02-26 | Thomas I. Prior | Method and apparatus in situ recovery of bituminous hydrocarbons from tarsands |
US4109722A (en) * | 1977-04-28 | 1978-08-29 | Texaco Inc. | Thermal oil recovery method |
US4109723A (en) * | 1977-04-28 | 1978-08-29 | Texaco Inc. | Thermal oil recovery method |
US4362213A (en) * | 1978-12-29 | 1982-12-07 | Hydrocarbon Research, Inc. | Method of in situ oil extraction using hot solvent vapor injection |
US4200152A (en) * | 1979-01-12 | 1980-04-29 | Foster John W | Method for enhancing simultaneous fracturing in the creation of a geothermal reservoir |
CA1148854A (en) * | 1979-12-31 | 1983-06-28 | Joseph C. Allen | Method and apparatus for recovering high viscosity oils |
US4460044A (en) * | 1982-08-31 | 1984-07-17 | Chevron Research Company | Advancing heated annulus steam drive |
FR2555247B1 (fr) * | 1983-11-18 | 1986-10-03 | Inst Francais Du Petrole | Methode de production d'un fluide contenu dans une formation geologique comportant plusieurs fluides. |
US4646836A (en) * | 1984-08-03 | 1987-03-03 | Hydril Company | Tertiary recovery method using inverted deviated holes |
GB2194572B (en) * | 1986-08-29 | 1989-12-20 | Elf Aquitaine | A device for separating and extracting components having different densities from an effluent |
US4878539A (en) * | 1988-08-02 | 1989-11-07 | Anders Energy Corporation | Method and system for maintaining and producing horizontal well bores |
US4982786A (en) * | 1989-07-14 | 1991-01-08 | Mobil Oil Corporation | Use of CO2 /steam to enhance floods in horizontal wellbores |
-
1990
- 1990-02-20 GB GB909003758A patent/GB9003758D0/en active Pending
-
1991
- 1991-02-12 CA CA002036165A patent/CA2036165C/en not_active Expired - Lifetime
- 1991-02-19 GB GB9103418A patent/GB2241008B/en not_active Expired - Fee Related
- 1991-02-19 NO NO910665A patent/NO303791B1/no not_active IP Right Cessation
- 1991-02-19 NL NL9100287A patent/NL9100287A/nl not_active IP Right Cessation
- 1991-02-20 US US07/658,122 patent/US5127457A/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NL194511B (nl) | 2002-02-01 |
GB2241008A (en) | 1991-08-21 |
GB9003758D0 (en) | 1990-04-18 |
NL194511C (nl) | 2002-06-04 |
CA2036165A1 (en) | 1991-08-21 |
NO910665L (no) | 1991-08-21 |
GB2241008B (en) | 1994-05-18 |
GB9103418D0 (en) | 1991-04-03 |
US5127457A (en) | 1992-07-07 |
NO910665D0 (no) | 1991-02-19 |
NO303791B1 (no) | 1998-08-31 |
CA2036165C (en) | 2002-06-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NL9100287A (nl) | Werkwijze en putsysteem voor het winnen van koolwaterstoffen. | |
US6263965B1 (en) | Multiple drain method for recovering oil from tar sand | |
US5339904A (en) | Oil recovery optimization using a well having both horizontal and vertical sections | |
RU2663844C2 (ru) | Система и способ проведения повторного гидравлического разрыва пласта в многозонных горизонтальных скважинах | |
US4463988A (en) | Horizontal heated plane process | |
US4550779A (en) | Process for the recovery of hydrocarbons for mineral oil deposits | |
US4296969A (en) | Thermal recovery of viscous hydrocarbons using arrays of radially spaced horizontal wells | |
US5215149A (en) | Single horizontal well conduction assisted steam drive process for removing viscous hydrocarbonaceous fluids | |
RU2363839C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти | |
CA1327744C (en) | Single well injection and production system | |
RU2289685C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязких нефтей или битума | |
CA2790475C (en) | Method for improved gravity drainage in a hydrocarbon formation | |
CN112253070A (zh) | 厚煤层顶底部联动水平井分段造缝洗煤消突方法 | |
RU2343276C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
EP2400111A1 (en) | Producing hydrocarbon material from a layer of oil sand | |
RU2550642C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами | |
RU2199657C2 (ru) | Подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
RU2599649C2 (ru) | Подземная скважинная система со множеством дренажных скважин, отходящих от эксплуатационной скважины, и способ ее использования | |
RU2225942C1 (ru) | Способ разработки битумного месторождения | |
RU2719882C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии | |
RU2505668C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с применением разветвленных горизонтальных скважин | |
CA1210687A (en) | Viscous oil recovery method | |
RU2347893C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения | |
CN111219171A (zh) | 多轮次注汽井高强度充填防砂工艺方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
BA | A request for search or an international-type search has been filed | ||
BB | A search report has been drawn up | ||
BC | A request for examination has been filed | ||
V1 | Lapsed because of non-payment of the annual fee |
Effective date: 20100901 |