RU2469185C1 - Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well - Google Patents
Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2469185C1 RU2469185C1 RU2011128521/03A RU2011128521A RU2469185C1 RU 2469185 C1 RU2469185 C1 RU 2469185C1 RU 2011128521/03 A RU2011128521/03 A RU 2011128521/03A RU 2011128521 A RU2011128521 A RU 2011128521A RU 2469185 C1 RU2469185 C1 RU 2469185C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pipe string
- filter
- initial
- coolant
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения тяжелой нефти или битума.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of heavy oil or bitumen deposits.
Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума (патент RU №2412344, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №5 от 20.02.2011 г.), включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева и отбора, причем при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, в нагнетательную скважину спускают колонны труб по типу «труба в трубе» с изолированными друг от друга внутренними пространствами, причем выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре и разнесены по длине горизонтального участка, разбивая его на зоны прогрева так, что исключается прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону, причем на устье колонны для закачки теплоносителя оснащают каждую самостоятельными трубопроводами с регулируемыми задвижками, которые регулируют подачу теплоносителя в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой в добывающей скважине, при этом в добывающей скважине устанавливают фильтры, выполненные в виде разбивающих на зоны отбора продуктивный пласт секций, внутри которых размещают хвостовик насоса с регулируемыми автоматически в зависимости от температуры клапанами, выполненными в виде эластичных манжет, заполненных расширяемым при повышении температуры материалом, установленными снаружи хвостовика между входными отверстиями хвостовика и размещенными напротив соответствующих секций фильтров с возможностью их герметичного перекрытия при повышении температуры добываемых тяжелой нефти или битума до 0,5-0,9 температуры, при которой происходит прорыв теплоносителя в добывающую горизонтальную скважину из нагнетательной.A known method of developing a field of heavy oil or bitumen (patent RU No. 2412344, IPC 8 ЕВВ 43/24, published in Bulletin No. 5 of 02/20/2011), including the construction of an upper injection well and a lower producing well with horizontal sections located one above the other, pumping the coolant through a horizontal injection well with heating the formation, creating a steam chamber and taking products through a horizontal production well, in which thermograms of the steam chamber are taken, and the state of its heating is analyzed on an equal The heating rate and the presence of temperature peaks, and taking into account the obtained thermograms, uniformly heat the steam chamber, changing the heating and selection zones, and when constructing wells, their horizontal sections are equipped with filters, pipe columns in the "pipe in pipe" type are isolated from each other each other with internal spaces, and the outlet openings of the pipe columns are placed in the filter and spaced along the length of the horizontal section, breaking it into heating zones so that heat breakthrough is excluded carrier into the production well through a warmer zone, and at the mouth of the coolant injection column, each is equipped with separate pipelines with adjustable valves that regulate the flow of the coolant depending on the thermogram of the steam chamber taken in the production well, while filters made in the production well are installed in in the form of sections dividing into productive zones, inside of which a pump shank is placed with automatically adjustable valves depending on the temperature by us, made in the form of elastic cuffs filled with material expandable with increasing temperature, installed outside the shank between the inlet openings of the shank and placed opposite the corresponding filter sections with the possibility of their tight overlap when the temperature of the produced heavy oil or bitumen reaches 0.5-0.9 temperature at which the coolant breaks into the producing horizontal well from the injection.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, высокая металлоемкость конструкции и, как следствие, большие материальные и финансовые затраты на осуществление способа, что связано с наличием регулируемых автоматически в зависимости от температуры клапанов, выполненных в виде эластичных манжет, заполненных расширяемым при повышении температуры материалом в горизонтальном участке добывающей скважины, а также со спуском в нагнетательную скважину колонны труб по типу «труба в трубе», каждая из которых оснащена самостоятельными трубопроводами с задвижками;- firstly, the high metal consumption of the structure and, as a consequence, the large material and financial costs of implementing the method, which is associated with the presence of automatically controlled valves depending on the temperature, made in the form of elastic cuffs filled with expandable material with increasing temperature in the horizontal section of the mining wells, as well as with the descent into the injection well of a string of pipes of the “pipe in pipe” type, each of which is equipped with independent pipelines with valves;
- во-вторых, выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре и разнесены по длине горизонтального участка нагнетательной скважины, при этом в процессе закачки теплоносителя (пара) он попадает через фильтр в продуктивный пласт тяжелой нефти или битума только через выходные отверстия колонн труб, выполненные на его начальном участке, и неравномерно распределяется через выходные отверстия по всей длине колонны труб, поэтому закачка пара в продуктивный пласт происходит только в начальных интервалах выходных отверстий колонн труб нагнетательных скважин. Таким образом, закачка пара концентрируется в зонах продуктивного пласта, соответствующих начальным интервалам выходных отверстий колонн труб, что приводит к неравномерному прогреву продуктивного пласта, в связи с чем ухудшается эффективность работы паровой камеры и не исключается прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону.- secondly, the outlet openings of the pipe columns are placed in the filter and spaced along the length of the horizontal section of the injection well, while in the process of pumping the coolant (steam) it enters through the filter into the reservoir of heavy oil or bitumen only through the outlet openings of the pipe columns made on its initial section, and is unevenly distributed through the outlet openings along the entire length of the pipe string, so steam is injected into the reservoir only at the initial intervals of the pipe outlet openings Well-negative. Thus, the steam injection is concentrated in the zones of the reservoir corresponding to the initial intervals of the outlet openings of the pipe columns, which leads to uneven heating of the reservoir, and therefore the efficiency of the steam chamber is deteriorated and the breakthrough of the coolant into the producing well through a warmer zone is not ruled out.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину (патент RU №2412342, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №5 от 20.02.2011 г.), включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева, причем при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, в нагнетательную скважину спускают колонны труб по типу «труба в трубе» с изолированными друг от друга внутренними пространствами, причем выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре и разнесены по длине горизонтального участка, разбивая его на зоны прогрева так, что исключают прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону, причем на устье колонны для закачки теплоносителя оснащают каждую самостоятельными трубопроводами с регулируемыми задвижками, которыми регулируют подачу теплоносителя в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой в добывающей скважине.The closest in technical essence is a method of developing a heavy oil or bitumen deposit with regulation of coolant injection into a well (patent RU No. 2412342, IPC 8 ЕВВ 43/24, published in Bulletin No. 5 of 02/20/2011), including the construction of the upper an injection well and a lower production well with horizontal sections located one above the other, pumping coolant through a horizontal injection well with heating the formation, creating a steam chamber and taking products through a horizontal production well, in which thermograms of the steam chamber are taken, the state of its heating for uniformity of heating and the presence of temperature peaks are analyzed, and taking into account the obtained thermograms, the steam chamber is uniformly heated, changing the heating zones, and when constructing wells, their horizontal sections are equipped with filters, pipe pipes are lowered into the injection well “pipe in pipe” type with internal spaces isolated from each other, and the outlet openings of the pipe columns are placed in the filter and spaced along the length of the burn zone, dividing it into heating zones so that the breakthrough of the coolant into the production well through a warmer zone is excluded, and at the mouth of the coolant injection column, each is equipped with separate pipelines with adjustable valves, which regulate the flow of coolant depending on the thermogram of the steam chamber, taken in producing well.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, высокая металлоемкость конструкции и, как следствие, большие финансовые затраты на осуществление способа, что связано со спуском в нагнетательную скважину колонны труб по типу «труба в трубе», каждая из которых оснащена самостоятельными трубопроводами с регулируемыми задвижками;- firstly, the high metal consumption of the structure and, as a result, the high financial costs of implementing the method, which is associated with the descent into the injection well of a pipe string of the “pipe in pipe” type, each of which is equipped with independent pipelines with adjustable valves;
- во-вторых, выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре и разнесены по длине горизонтального участка нагнетательной скважины, при этом в процессе закачки теплоносителя (пара) он попадает через фильтр в продуктивный пласт тяжелой нефти или битума только через выходные отверстия колонн труб, выполненные на его начальном участке, неравномерно распределяется через выходные отверстия по всей длине колонны труб, поэтому закачка пара в продуктивный пласт происходит только в начальных интервалах выходных отверстий колонн труб нагнетательных скважин. Таким образом, закачка пара концентрируется в зонах продуктивного пласта, соответствующих начальным интервалам выходных отверстий колонн труб (конечных интервалов пар не достигает), что приводит к неравномерному прогреву продуктивного пласта, в связи с чем ухудшается эффективность работы паровой камеры, увеличивается неравномерность выработки запасов тяжелой нефти и битума, не исключается прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону;- secondly, the outlet openings of the pipe columns are placed in the filter and spaced along the length of the horizontal section of the injection well, while in the process of pumping the coolant (steam) it enters through the filter into the reservoir of heavy oil or bitumen only through the outlet openings of the pipe columns made on its initial section, is unevenly distributed through the outlet openings along the entire length of the pipe string; therefore, steam is injected into the reservoir only at the initial intervals of the pipe outlet openings spruce wells. Thus, steam injection is concentrated in the zones of the productive formation corresponding to the initial intervals of the outlet openings of the pipe columns (it does not reach the final intervals of steam), which leads to uneven heating of the productive formation, and therefore the efficiency of the steam chamber deteriorates, and the uneven production of heavy oil reserves increases and bitumen, the breakthrough of the coolant into the producing well through a warmer zone is not excluded;
- в-третьих, выходные отверстия колонны труб в горизонтальном участке нагнетательной скважины направлены радиально по всему периметру колонны труб, что при высоких давлениях закачки теплоносителя может вызвать прямой прорыв теплоносителя через нижние выходные отверстия и фильтр нагнетательной скважины в горизонтальный участок добывающей скважины;- thirdly, the outlet openings of the pipe string in the horizontal section of the injection well are directed radially around the entire perimeter of the pipe string, which at high pressures of the coolant injection can cause a direct breakthrough of the coolant through the lower outlet openings and the filter of the injection well into the horizontal section of the producing well;
- в-четвертых, технологически сложно произвести изоляцию внутренних пространств колонн труб друг от друга по типу «труба в трубе» на три и более участка, разнесенных по всей длине фильтра, из-за ограниченного диаметрального пространства скважины.- fourthly, it is technologically difficult to isolate the interior spaces of pipe columns from each other by the “pipe in pipe” type into three or more sections spaced along the entire length of the filter, due to the limited diametrical space of the well.
Задачей изобретения является повышение эффективности работы паровой камеры и выработки запасов тяжелой нефти или битума за счет возможности прогрева в большей степени начальной зоны продуктивного пласта, что позволяет прогреть продуктивный пласт в начальном участке фильтра у входа насоса добывающей скважины и обеспечить переток тяжелой нефти или битума по фильтру до входа насоса с небольшими тепловыми потерями и по мере прогрева произвести перераспределение закачиваемого объема пара между начальной и конечной зонами прогрева продуктивного пласта в горизонтальном участке нагнетательной скважины, исключение прямого прорыва теплоносителя через выходные отверстия колонны труб и фильтр нагнетательной скважины в горизонтальный участок добывающей скважины, а также упрощение технологии осуществления способа и снижение металлоемкости конструкции и, как следствие, снижение материальных и финансовых затрат на его осуществление.The objective of the invention is to increase the efficiency of the steam chamber and the development of reserves of heavy oil or bitumen due to the possibility of heating to a greater extent the initial zone of the reservoir, which allows to warm the reservoir in the initial section of the filter at the pump inlet of the producing well and to ensure the flow of heavy oil or bitumen through the filter before the pump inlet with small heat losses and as it warms up, redistribute the injected steam volume between the initial and final zones of heating the product active formation in the horizontal section of the injection well, eliminating direct breakthrough of the coolant through the outlet openings of the pipe string and the filter of the injection well into the horizontal section of the producing well, as well as simplifying the technology of the method and reducing the metal consumption of the structure and, as a result, reducing material and financial costs for its implementation .
Поставленная задача решается способом разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину, включающим строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева, при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, на устье нагнетательной скважины колонну труб для закачки теплоносителя оснащают трубопроводом с задвижкой, а выходные отверстия колонны труб размещены в фильтре, разбивая его на зоны прогрева так, что исключают прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону, регулируют подачу теплоносителя в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой в добывающей скважине.The problem is solved by the method of developing a heavy oil or bitumen field with regulation of the coolant injection into the well, including the construction of an upper injection well and a lower production well with horizontal sections located one above the other, pumping the coolant through a horizontal injection well with the formation warming up, creating a steam chamber and selecting products through a horizontal production well, in which thermograms of the steam chamber are taken, its condition is analyzed heating to the uniformity of heating and the presence of temperature peaks and taking into account the obtained thermograms, the steam chamber is uniformly heated, changing the heating zone, when constructing wells, their horizontal sections are equipped with filters, at the mouth of the injection well, the pipe string for the coolant injection is equipped with a valve with a valve, and the column outlet holes pipes are placed in the filter, dividing it into heating zones so that the breakthrough of the coolant into the producing well through a warmer zone is excluded, odachu coolant depending on the thermogram steam chamber, withdrawn in the production well.
Новым является то, что в нагнетательной скважине фильтр герметично разделяют на две зоны прогрева, выполненные на его начальном и конечном участках, в колонну труб в нагнетательной скважине спускают колонну штанг с жесткозакрепленным на ее конце полым плунжером, в процессе закачки теплоносителя пространство между колонной труб и колонной штанг на устье нагнетательной скважины герметизируют, при этом выходные отверстия колонны труб разделены на две группы и соответствуют начальным и конечным зонам прогрева пласта, причем первая группа выходных отверстий представляет собой направленные вверх тарированные отверстия равного диаметра d, выполненные в колонне труб напротив начального участка фильтра с возможностью их поочередного открытия-закрытия полым плунжером, а вторую группу отверстий выполняют в виде штуцера, размещенного внутри колонны труб с выходным отверстием диаметром D, причем суммарная площадь выходных отверстий диаметрами d первой группы больше площади выходного отверстия диаметром D, соответствующего второй группе, закачку теплоносителя в пласт осуществляют одновременно в обе зоны прогрева пласта, причем в начальный участок фильтра подают объем теплоносителя в 1,5-2,5 раза больше, чем в конечный, и по мере разогрева продуктивного пласта изменяют соотношение объемов подачи теплоносителя в начальный и конечный участки фильтра в зависимости от термограммы паровой камеры, в процессе эксплуатации добывающей скважины регулируют пропускную способность первой группы выходных отверстий напротив первой зоны прогрева путем преобразования вращательного движения колонны штанг в ограниченное осевое перемещение плунжера.What is new is that in the injection well the filter is hermetically divided into two heating zones made in its initial and final sections, a string of rods with a hollow plunger rigidly fixed at its end is lowered into the pipe string in the injection well, during the coolant injection, the space between the pipe string and the rod string at the mouth of the injection well is sealed, while the outlet of the pipe string is divided into two groups and correspond to the initial and final zones of formation heating, the first group the outlet is a calibrated hole of equal diameter d directed upward, made in the pipe string opposite the initial section of the filter with the possibility of their alternate opening and closing with a hollow plunger, and the second group of holes is made in the form of a fitting placed inside the pipe string with an outlet with a diameter D, and the total area of the outlet with diameters d of the first group is greater than the area of the outlet with a diameter of D corresponding to the second group, the coolant is injected into the reservoir simultaneously in both zones of the formation heating, and the heat carrier volume is supplied to the initial section of the filter 1.5-2.5 times more than the final one, and as the productive formation warms up, the ratio of the coolant supply volumes to the initial and final sections of the filter is changed depending from the thermogram of the steam chamber, during the operation of the production well, the throughput of the first group of outlet openings is opposite the first heating zone by converting the rotational movement of the rod string into a limited axis Fired plunger displacement.
На фиг.1 представлен схематично предлагаемый способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину.Figure 1 presents a schematically proposed method of developing a field of heavy oil or bitumen with the regulation of the injection of coolant into the well.
На фиг.2 изображен увеличенный вид - А части колонны труб с плунжером, размещенной в горизонтальном участке 3 нагнетательной скважины 1.Figure 2 shows an enlarged view - A part of a pipe string with a plunger located in the
На фиг.3 изображен увеличенный вид - В оборудования, размещенного на устье нагнетательной скважины 1.Figure 3 shows an enlarged view - In equipment located at the mouth of the injection well 1.
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.The proposed method is as follows.
Производят строительство верхней нагнетательной скважины 1 (см. фиг.1) и нижней добывающей скважины 2 с горизонтальными участками 3 и 4 соответственно, расположенными друг над другом и вскрывающими продуктивный пласт 5 с тяжелой нефтью или битумом. В процессе строительства нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин их горизонтальные участки 3 и 4 соответственно оборудуют фильтрами 6 и 7.The construction of the upper injection well 1 (see Fig. 1) and the lower production well 2 with
Нагнетательную скважину 1 используют для закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5, а добывающую скважину 2 используют для добычи тяжелой нефти или битума из продуктивного пласта 5.An
В нагнетательную скважину 1 спускают колонну труб 8 с герметизирующими устройствами, например пакерами 9 и 10 любой известной конструкции, позволяющими герметично разделить фильтр 6 на две зоны прогрева 11 и 12, выполненные на его начальном и конечном участках, поэтому выходные отверстия колонны труб 8 в ней разделены на две группы 13 и 14 (см. фиг.1 и 2) и выполнены напротив соответствующих зон прогрева 11 и 12 (см. фиг.1) пласта 5. Пакеры 9 и 10 выполнены термостойкими, что позволяет работать при высокой температуре, например выпускаемые научно-производственной фирмой «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан) пакеры механические двухстороннего действия осевой установки марки ПРО-ЯДЖ-О-М-122 Т, рассчитанные на максимальную температуру рабочей среды 150°С.A
В колонну труб 8 в нагнетательной скважине 1 спускают колонну штанг 15 с жесткозакрепленным на его конце полым плунжером 16 (см. фиг.1 и 2). Первая группа выходных отверстий 131, … 13n (см. фиг.2) представляет собой направленные вверх тарированные отверстия равного диаметра d, выполненные в колонне труб 8 (см. фиг.1) напротив начального участка фильтра 6 в зоне прогрева 11 пласта 5 с возможностью их поочередного открытия-закрытия полым плунжером 16 (см. фиг.2).A string of
Вторую группу отверстий выполняют в виде штуцера, размещенного внутри колонны труб 8 с выходным отверстием 14 диаметром D, причем суммарную площадь выходных отверстий диаметрами d первой группы 13 (см. фиг.1) выполняют больше площади выходного отверстия 14 диаметром D, соответствующего второй группе отверстий, для того чтобы обеспечить подачу большего объема теплоносителя (в 1,5-2,5 раза) в начальную зону прогрева 11 относительно конечной зоны прогрева 12.The second group of holes is made in the form of a fitting placed inside the
Для контроля температуры закачиваемого пара в колонне труб 8 в интервале первой группы выходных отверстий 131, …13n (см. фиг.2) и второй группы в виде выходного отверстия 14 возможна установка кабельных термоэлектрических преобразователей типами КТМС-ХА и КТМС-ХК (кабель термопарный с минеральной изоляцией в стальной оболочке с хромель-алюмелевыми или хромель-копелевыми термоэлектродами).To control the temperature of the injected steam in the
Например, кабель КТМСп (ХА) 2×0,9 ТУ 16-505.757-75 (кабель термопарный с минеральной изоляцией в стальной оболочке с хромель-алюмелевыми или хромель-копелевыми термоэлектродами). Нижний конец колонны штанг 15 жестко крепят с верхним концом полого плунжера 16, например, при помощи радиально направленных от штанги к плунжеру металлических прутков (на фиг.1, 2, 3 не показано) диаметром 5-7 мм при помощи ручной сварки.For example, a cable КТМСп (ХА) 2 × 0.9 ТУ 16-505.757-75 (a thermocouple cable with mineral insulation in a steel sheath with chrome-alumel or chrome-kopel thermoelectrodes). The lower end of the
Выполнение выходных отверстий 131, … 13n (см. фиг.2) направленными вверх позволяет снизить вероятность преждевременного прорыва теплоносителя из колонны труб 8 (см. фиг.1) и фильтр 6 нагнетательной скважины 1 в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2. Количество выходных отверстий 131, … 13n (см. фиг.2) и их диаметр d (выходные отверстия первой группы), а также диаметр D выходного отверстия 14 (штуцера) второй группы зависит от объема закачиваемого пара через нагнетательную скважину 1 (см. фиг.1) в продуктивный пласт 5 и определяется опытным путем.The execution of the
Пропускную способность выходных отверстий 131, … 134 (см. фиг.2) колонны труб 8 определяют расчетным путем согласно: М.М.Волков и др. Справочник работника газовой промышленности - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра 1989. - 286 с., стр.80, п. 4.6. «Определение суточной потери газа при истечении его из отверстия в теле трубы». Например, первая группа выходных отверстий представлена четырьмя отверстиями 131, …134 (см. фиг.2) одного диаметра с d=7 мм, которые имеют суммарную пропускную площадь S1=4×(П×d2/4)=4×(3,14×(0,007 м)2/4)=154×10-6 м2, а вторая группа отверстий выполнена в виде штуцера на нижнем конце полого плунжера 16 в виде выходного отверстия 14 диаметром D=12 мм и пропускной площадью S2=(П×D2/4)=3,14×(0,01 м)2/4=78,5×10-6 м2.The throughput of the
В исходном положении разрушаемый штифт 17 фиксирует полый плунжер 16 относительно колонны труб 8, например, при усилии 0,15 кН×м, что позволяет исключить самопроизвольное осевое перемещение колонны штанг 15 с плунжером 16 относительно выходных отверстий 131, … 134 колонны труб 8, при этом все четыре отверстия 131, … 134, каждый из которых диаметром d=7 мм, открыты.In the initial position, the
Полый плунжер 16 имеет возможность герметичного разделения выходных отверстий 131, … 134 посредством уплотнительных колец 18. Далее на устье нагнетательной скважины 1 (см. фиг.1) колонну штанг 15 обвязывают винтовой парой 19 (см. фиг.3) с упором на опорный фланец (на фиг.1, 2, 3 не показано) добывающей скважины 2 (см. фиг.1), причем винтом 20 (см. фиг.3) снабжают верхнюю колонну штанг 15′ с возможностью фиксации ее стопором 21 относительно колонны труб 8 (см. фиг.2) в необходимом положении. Для удобства осуществления способа на поверхности колонны штанг 15, т.е. на верхней штанге 15' (см. фиг.3), размещенной на устье нагнетательной скважины 1 (см. фиг.1), наносят вертикально риски (метки) 151′′; 152′′; 153′′; 154′′ (см. фиг.3) с шагом bi, соответствующим и равным длине Li - между тарированными отверстиями 131, … 134 (см. фиг.2), что будет соответствовать, например, двум оборотам - β винта 20 (см. фиг.3) в винтовой паре 19.The
На устье нагнетательной скважины 1 (см. фиг.1) колонну труб 8, предназначенную для закачки теплоносителя, оснащают трубопроводом 22 с задвижкой 23. Пространство между колонной труб 8 и колонной штанг 15 на устье нагнетательной скважины 1 герметизируют любым известным герметизатором 24, например сальниковым устройством. В добывающую скважину 2 спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 25 с погружным насосом 26 на конце. Начинают осуществлять закачку теплоносителя (пара) от парогенератора (на фиг.1, 2, 3 не показано) в продуктивный пласт 5.At the mouth of the injection well 1 (see Fig. 1), the
Для этого открывают задвижку 23 (см. фиг.1) и начинают закачку пара через трубопровод 22 по колонне труб 8 одновременно в начальный участок фильтра 6, т.е. в зону прогрева 11 через первую группу отверстий (выходные отверстия 131, … 134 (см. фиг.2) колонны труб 8) и в конечный участок фильтра 6 (см. фиг.1), т.е. в зону прогрева 12 через вторую группу (выходное отверстие 14 и далее через открытый конец колонны труб 8) отверстий. Таким образом, осуществляют закачку пара одновременно в обе зоны прогрева 11 и 12 пласта 5, причем в начальный участок фильтра 6 (зону прогрева 11) подают объем теплоносителя в 1,5-2,5 раза больше, чем в конечный участок фильтра 6 (зону прогрева 12), в зависимости от пропускной способности отверстий первой 13 и второй 14 групп, что определяется опытным путем.To do this, open the valve 23 (see Fig. 1) and begin to inject steam through the pipe 22 through the
Например, при условии, что пропускная способность выходных отверстий 131, … 134 (см. фиг.2) первой группы (S1=154×10-6 м2), расположенных напротив первой зоны 11 (см. фиг.1) прогрева продуктивного пласта 5 практически в два раза выше пропускной способности выходного отверстия 14 второй группы (S2=78,5×10-6 м), т.е. S1/S2=154×10-6 м2/78,5×10-6 м2 = 1,96, то объем закачки теплоносителя в первую зону прогрева примерно в 2 раза больше, чем объем закачки теплоносителя во вторую зону прогрева 12 продуктивного пласта 5.For example, provided that the throughput of the
В зависимости от проницаемости продуктивного пласта 5 (см. фиг.1) подбирают давление нагнетания и в зависимости от эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта 5 определяют объем нагнетаемого пара, при этом происходит прогревание продуктивного пласта 5 с созданием и последующим расширением паровой камеры в интервале первой и второй зон прогрева 11 и 12 соответственно, причем как только паровые камеры, расширяясь, достигнут кровли пласта 5, они начинают расширяться и в горизонтальных направлениях навстречу друг другу, и в противоположные стороны.Depending on the permeability of the productive formation 5 (see Fig. 1), the injection pressure is selected and, depending on the effective oil-saturated thickness of the productive formation 5, the volume of injected steam is determined, while the productive formation 5 is heated up and the steam chamber is created and then expanded in the interval of the first and the second heating zones 11 and 12, respectively, and as soon as the steam chambers, expanding, reach the roof of the formation 5, they begin to expand in horizontal directions towards each other, and in the opposite positive aspects.
Отбор разогретой тяжелой нефти или битума осуществляют с помощью погружного насоса 26, например винтового, причем разогретая тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 сначала через фильтр 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 попадает внутрь горизонтального участка 4 и далее поступает на прием погружного насоса 26, который по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 25 перекачивает тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.The selection of preheated heavy oil or bitumen is carried out using a submersible pump 26, for example a screw pump, wherein the preheated heavy oil or bitumen from the reservoir 5 first passes through the filter 7 of the horizontal section 4 of the producing well 2 into the horizontal section 4 and then receives the submersible pump 26, which through a string of tubing 25 pumps heavy oil or bitumen to the surface.
В процессе отбора разогретой тяжелой нефти или битума происходит прорыв теплоносителя из паровой камеры в фильтр 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 на участке, расположенном напротив первой зоны прогрева 11 продуктивного пласта 5, так как эта зона в большей степени подвергнута тепловому воздействию пара, чем вторая зона 12 прогрева продуктивного пласта 5, вследствие того, что суммарно выходные отверстия 131, … 134 (см. фиг.2) первой группы имеют большую пропускную способность, чем пропускная способность выходного отверстия 14 второй группы.In the process of selection of heated heavy oil or bitumen, the coolant breaks out from the steam chamber into the filter 7 of the horizontal section 4 of the producing well 2 in the section opposite the first heating zone 11 of the producing formation 5, since this zone is more exposed to thermal influence of steam than the second warm zone 12 producing formation 5, because the total of the outlets on January 13, ... 13 4 (see FIG. 2) of the first group have a greater bandwidth than the bandwidth of the
Для предотвращения прорыва теплоносителя и/или пластовых вод и для равномерного расширения паровых камер по площади продуктивного пласта 5 (см. фиг.1) следят за данными, получаемыми с термограмм. При появлении температурных пиков на термограммах, соответствующих начальному участку (напротив первой зоны 11 прогрева продуктивного пласта 5) фильтра 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2, в отличие от конечного участка (напротив второй зоны 12 прогрева продуктивного пласта 5) фильтра 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2, необходимо изменить соотношение объемов закачки в первую 11 и вторую 12 зоны прогрева продуктивного пласта 5. Т.е. уменьшить объем пара, подаваемого в первую зону 11 прогрева продуктивного пласта 5, и увеличить подачу пара, подаваемого во вторую зону 12 прогрева продуктивного пласта 5, при постоянном расходе пара.To prevent breakthrough of the coolant and / or formation water and to evenly expand the steam chambers over the area of the reservoir 5 (see Fig. 1), the data obtained from thermograms is monitored. When temperature peaks appear on the thermograms corresponding to the initial section (opposite the first heating zone 11 of the reservoir 5) of the filter 7 of the horizontal section 4 of the producing
Для этого прекращают подачу пара в трубопровод 22, закрывают задвижку 23 и освобождают стопор 21 (см. фиг.3) на винтовой паре 19, производят разгерметизацию герметизатора 24 (см. фиг.1) любым известным устройством, например ключом для заворота (отворота) штанг производят вращение по часовой стрелке верхней штанги 15' (см. фиг.3), при этом при превышении усилия 0,15 кН×м происходит разрушение срезного штифта 17 (см. фиг.2). Далее, например, на шаг 2×bi (см. фиг.3) между метками 151′′ и 152′′, соответствующим длине 2×Li - между тарированными отверстиями диаметром d (см. фиг.2), что будет соответствовать, например, четырем оборотам - β винта 20 (см. фиг.3) в винтовой паре 19 производят вращение колонны штанг 15 (см. фиг.2), при этом выходные отверстия 131 и 132 первой группы герметично перекрываются полым плунжером 16, причем в целом уменьшается пропускная способность первой группы выходных отверстий в два раза, т.к. открытыми остаются выходные отверстия 133 и 134, т.е. S1=2×(П×d2/4)=2×(3,14×(0,007 м)2/4)=77×10-6 м2 и соответственно объем закачки пара в первую зону прогрева 11 уменьшается (см. фиг.1).To do this, stop supplying steam to the pipe 22, close the valve 23 and release the stopper 21 (see Fig. 3) on the
Таким образом регулируют пропускную способность первой группы выходных отверстий путем преобразования вращательного движения колонны штанг в ограниченное осевое перемещение плунжера.In this way, the throughput of the first group of outlet openings is controlled by converting the rotational movement of the rod string into the limited axial movement of the plunger.
Пропускная способность выходных отверстий 131, … 134 (см. фиг.2) первой группы (S1=77×10-6 м2), расположенных напротив первой зоны 11 (см. фиг.1) прогрева продуктивного пласта 5 практически выравнивается с пропускной способностью выходного отверстия 14 второй группы (S2=78,5×10-6 м2), расположенного напротив второй зоны 12 прогрева продуктивного пласта 5.The capacity of the
Далее герметизируют устье нагнетательной скважины 1 герметизатором 24 (см. фиг.1) и стопором 21 (см. фиг.3) фиксируют колонну штанг 15 (см. фиг.1) относительно колонны труб 8, открывают задвижку 23 и начинают подачу пара через трубопровод 22 в колонну труб 8.Next, the mouth of the injection well 1 is sealed with a sealant 24 (see Fig. 1) and a stopper 21 (see Fig. 3), the rod string 15 (see Fig. 1) is fixed relative to the
В дальнейшем, как описано выше, изменяют соотношение объемов (увеличивают или уменьшают) закачиваемого теплоносителя в начальный и конечный участки фильтра 6, т.е. в зону прогрева 11 через первую группу выходных отверстий 131, … 134 (см. фиг.2) колонны труб 8 (см. фиг.1) и в зону прогрева 12 через вторую группу выходных отверстий (выходное отверстие 14 и далее через открытый конец колонны труб 8) в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой в добывающей скважине 2, вплоть до полного прекращения подачи пара в первую группу выходных отверстий 131, … 134 (см. фиг.2) колонны труб 8. Это достигается в крайнем нижнем положении колонны штанг 15, когда плунжер 16 полностью герметично перекрывает все выходные отверстия 13l, … 134 колонны труб 8.Subsequently, as described above, the volume ratio (increase or decrease) of the injected coolant is changed into the initial and final sections of the filter 6, i.e. into the heating zone 11 through the first group of
Предлагаемый способ технологически прост, поскольку не требует постоянной регулировки задвижек по нескольким самостоятельным трубопроводам, и имеет низкую металлоемкость конструкции, что снижает материальные и финансовые затраты на его осуществление. Способ позволяет повысить эффективность работы паровой камеры за счет равномерной выработки запасов тяжелой нефти или битума путем прогрева на начальном этапе в большей степени начальной зоны прогрева продуктивного пласта, что позволяет прогреть продуктивный пласт в начальном участке фильтра у входа насоса добывающей скважины и обеспечить переток тяжелой нефти или битума по фильтру до входа насоса с небольшими тепловыми потерями, а по мере прогрева произвести перераспределение закачиваемого объема пара в начальную и конечную зоны прогрева продуктивного пласта в горизонтальном участке нагнетательной скважины, кроме того, исключается прямой прорыв теплоносителя из выходных отверстий колонны труб и фильтр нагнетательной скважины в горизонтальный участок добывающей скважины ввиду того, что колонна труб не имеет выходных отверстий, направленных вертикально вниз в горизонтальный участок добывающей скважины.The proposed method is technologically simple, because it does not require constant adjustment of the valves across several independent pipelines, and has a low metal structure, which reduces the material and financial costs of its implementation. The method allows to increase the efficiency of the steam chamber due to the uniform production of heavy oil or bitumen reserves by heating at the initial stage to a greater extent the initial heating zone of the reservoir, which allows heating the reservoir in the initial section of the filter at the inlet of the production well pump and provides heavy oil overflow bitumen through the filter to the pump inlet with small heat losses, and as it warms up, redistribute the injected volume of steam into the initial and final zones ogreva producing formation into the horizontal section of injection well, in addition, it prevents direct penetration of coolant from the outlet openings of the pipe string and the injection well filter in the horizontal section of the production well due to the fact that the pipe string has outlet openings directed vertically downwards into a horizontal portion of the production well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011128521/03A RU2469185C1 (en) | 2011-07-08 | 2011-07-08 | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011128521/03A RU2469185C1 (en) | 2011-07-08 | 2011-07-08 | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2469185C1 true RU2469185C1 (en) | 2012-12-10 |
Family
ID=49255771
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011128521/03A RU2469185C1 (en) | 2011-07-08 | 2011-07-08 | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2469185C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103939070A (en) * | 2014-04-04 | 2014-07-23 | 成都绿迪科技有限公司 | Injection device |
| RU2752641C2 (en) * | 2019-08-07 | 2021-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for operating pair of wells for production of high-viscosity oil |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4787449A (en) * | 1987-04-30 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process in subterranean formations |
| 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 |
| RU2350747C1 (en) * | 2007-06-18 | 2009-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development |
| RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
| RU2398103C1 (en) * | 2009-10-09 | 2010-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit with control of well production drawdown |
| RU2407884C1 (en) * | 2009-10-27 | 2010-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction |
-
2011
- 2011-07-08 RU RU2011128521/03A patent/RU2469185C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4787449A (en) * | 1987-04-30 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process in subterranean formations |
| 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 |
| RU2350747C1 (en) * | 2007-06-18 | 2009-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development |
| RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
| RU2398103C1 (en) * | 2009-10-09 | 2010-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit with control of well production drawdown |
| RU2407884C1 (en) * | 2009-10-27 | 2010-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ВОЛКОВ М.М. и др. Справочник работника газовой промышленности. - М.: Недра, 1989, с.80-82. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103939070A (en) * | 2014-04-04 | 2014-07-23 | 成都绿迪科技有限公司 | Injection device |
| CN103939070B (en) * | 2014-04-04 | 2017-01-04 | 曾光 | injection device |
| RU2752641C2 (en) * | 2019-08-07 | 2021-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for operating pair of wells for production of high-viscosity oil |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| RU2529537C2 (en) | Systems for treatment of underground bed with circulating heat transfer fluid | |
| RU2407884C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2442883C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil reserves | |
| EA012077B1 (en) | Methods and systems for producing fluid from an in situ conversion process | |
| CN109356560B (en) | In-situ mining method and in-situ mining well pattern | |
| RU2398103C1 (en) | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit with control of well production drawdown | |
| RU2527984C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
| WO2019095054A1 (en) | Enhancing hydrocarbon recovery or water disposal in multi-well configurations using downhole real-time flow modulation | |
| RU2469186C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well | |
| RU2469185C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well | |
| CN108005626A (en) | A kind of gas hydrate exploitation device and method based on hot pipe technique | |
| RU2469187C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well | |
| RU2403382C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit | |
| RU2435948C1 (en) | Procedure for development of high viscous and heavy oil deposit by thermal treatment | |
| RU2483205C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well | |
| RU2455473C2 (en) | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit | |
| CA3050701C (en) | Hydrocarbon recovery with injection of pressurized fluid and production via single well | |
| RU2395677C1 (en) | Thermal stimulator for heavy and bituminous oil reservoir | |
| RU2339807C1 (en) | Method of extraction of heavy and high viscous hydrocarbons from undeground deposits | |
| RU2741644C1 (en) | Method of development of hard-to-recover hydrocarbon deposits | |
| US10060198B2 (en) | Isolation packer with automatically closing alternate path passages | |
| RU2520123C1 (en) | Procedure for development of oil deposit with carbonate collector | |
| RU68588U1 (en) | THREE-PACK INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DOWNLOADING OF THE WORKING AGENT IN THREE STRAYS WITH THE COLUMN DISCONNECTOR |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180709 |