RU2473795C1 - Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well product extraction - Google Patents
Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well product extraction Download PDFInfo
- Publication number
- RU2473795C1 RU2473795C1 RU2011134995/03A RU2011134995A RU2473795C1 RU 2473795 C1 RU2473795 C1 RU 2473795C1 RU 2011134995/03 A RU2011134995/03 A RU 2011134995/03A RU 2011134995 A RU2011134995 A RU 2011134995A RU 2473795 C1 RU2473795 C1 RU 2473795C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- shank
- pump
- pipe string
- production well
- selection
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity and bitumen oil.
Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины (патент RU №2413363, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №5 от 20.02.2011), включающий строительство верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбор 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 отбора продукции, причем при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют устанавливаемыми напротив зон продуктивного пласта фильтрами, внутри фильтра в добывающей скважине размещают хвостовик насоса, который спускают на колонне труб и оборудуют обводными каналами с предохранительными клапанами, причем хвостовик, снабженный входными отверстиями, разбивающими фильтр на зоны отбора, на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя при смене зоны отбора, оснащают снаружи ниже верхнего отверстия пакером, устанавливаемым над фильтром, а изнутри - поршнем со штоком, внутреннее пространство которого через обратный клапан сообщено со входом насоса, причем пространство между штоком и хвостовиком, между входными отверстиями хвостовика герметично разобщают перед спуском кольцевыми вставками, разбивая хвостовик на секции отбора, которые сообщены боковыми каналами через одну с внутренним пространством штока для изменения зон для отбора при возникновении температурных пиков, отбор продукции насосом прекращают в колонне труб, создают избыточное давление, которое, передаваясь через обводные каналы благодаря закрытому обратному клапану на поршень, смещают его вместе со штоком так, что его боковые каналы, проходя через кольцевые вставки, сообщают внутреннее пространство штока с соседними незадействованными до этого секциями отбора, после чего отбор продукции возобновляют до возникновения температурных пиков напротив секций отбора в соответствующих им зонах отбора, для исключения прорыва теплоносителя отбор продукции насосом прекращают, в затрубном пространстве колонны труб создают избыточное давление, которое, передаваясь через верхние отверстия хвостовика благодаря пакеру в хвостовик с обратной стороны поршня, перемещают поршень с хвостовиком в первоначальное состояние, после чего отбор продукции возобновляют из первоначальных секций и зон отбора, в ходе эксплуатации циклы при необходимости смены секций и зон отбора повторяют.There is a method of developing a heavy oil or bitumen field with regulation of the selection of well production (patent RU No. 2413363, IPC 8 ЕВВ 43/24, published in Bulletin No. 5 of 02/20/2011), including the construction of upper injection and lower producing wells with horizontal sections located one above the other, the injection of the heat carrier through a horizontal injection well with heating of the formation, the creation of a steam chamber and the selection of products through a horizontal production well, in which thermograms of the steam chamber are taken, are analyzed with the melting of its heating for uniformity of heating and the presence of temperature peaks, and taking into account the obtained thermograms, uniformly heat the steam chamber by changing the production sampling zones, and when constructing wells, their horizontal sections are equipped with filters installed opposite the zones of the reservoir, inside the filter in the production well, a pump shank is placed , which is lowered on the pipe string and equipped with bypass channels with safety valves, and a shank equipped with inlet openings, times They beat the filter into the sampling zones, at a distance that excludes the breakthrough of the coolant when changing the sampling zone, they are equipped on the outside below the upper hole with a packer installed above the filter, and on the inside with a piston with a rod, the inner space of which is connected through the check valve to the pump inlet, the space between the rod and the shank, between the inlet openings of the shank, hermetically disconnect the annular inserts before descent, breaking the shank into selection sections that are communicated by the side channels through one with the inner by moving the rod to change the selection zones in the event of temperature peaks, the selection of products by the pump is stopped in the pipe string, creating excessive pressure, which, transmitted through the bypass channels through the closed non-return valve to the piston, displace it together with the rod so that its side channels passing through the annular inserts, the inner space of the rod is communicated with neighboring previously unused sampling sections, after which the production sampling is resumed until temperature peaks in front of the sections about in the corresponding sampling zones, to prevent breakthrough of the coolant, the pump stops taking the product, in the annulus of the pipe string creates excessive pressure, which, transmitted through the upper holes of the shank due to the packer to the shank on the back of the piston, moves the piston with the shank to its original state, after whereby the selection of products is resumed from the initial sections and selection zones, during operation, the cycles, if necessary, change the sections and selection zones are repeated.
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 добывающую скважину хвостовика и штока по типу «труба в трубе» во всю длину фильтра горизонтального участка добывающей скважины;- firstly, the high metal consumption of the structure and, as a consequence, the high financial costs of implementing the method, which is associated with the descent into the production well of the liner and rod type "pipe in pipe" in the entire length of the filter of the horizontal section of the production well;
- во-вторых, сложный технологический процесс осуществления способа, так как для изменения зон отбора необходимо создать гидравлическое давление в колонне труб, которое через обводной канал благодаря закрытому обратному клапану воздействует на поршень, за счет чего и происходит перемещение штока относительно хвостовика и смена зон отбора в добывающей скважине;- secondly, a complex technological process of implementing the method, since in order to change the selection zones, it is necessary to create hydraulic pressure in the pipe string, which acts on the piston through the bypass channel through the closed check valve, due to which the rod moves relative to the shank and the selection zones change in the producing well;
- в-третьих, не регулируется пропускная способность продукции, поступающая на прием насоса из зон отбора, а изменяются лишь зоны отбора (либо есть отбор из определенной зоны или отбора нет).- thirdly, the throughput of products received by the pump from the selection zones is not regulated, but only the selection zones change (either there is a selection from a certain zone or there is no selection).
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины (патент RU №2413068, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №6, от 27.02.2011), включающий строительство верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор 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 отбора продукции, причем при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют устанавливаемыми напротив зон продуктивного пласта фильтрами, внутри фильтра в добывающей скважине размещают хвостовик, снабженный входными отверстиями, разбивающими фильтр на зоны отбора, на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя при смене зоны отбора, при этом хвостовик оснащают изнутри штоком, внутреннее пространство которого сообщено со входом насоса, спускаемого в добывающую скважину на колонне труб, которая на устье оснащена гидродомкратом двухстороннего действия, причем пространство между штоком и хвостовиком между входными отверстиями хвостовика герметично разобщают перед спуском кольцевыми вставками, разбивая хвостовик на секции отбора, которые сообщены боковыми каналами через одну с внутренним пространством штока, для изменения зон для отбора при возникновении температурных пиков, отбор продукции насосом прекращают, в гидродомкрате создают избыточное давление, приводящее к продольному перемещению вместе колонны труб с насосом и штоком в хвостовике так, что его боковые каналы, проходя через кольцевые вставки, сообщают внутреннее пространство штока с соседними незадействованными до этого секциями отбора, после чего отбор продукции возобновляют до возникновения температурных пиков напротив секций отбора в соответствующих им зонах отбора, для исключения прорыва теплоносителя отбор продукции насосом прекращают, в гидродомкрате создают избыточное обратное давление, приводящее к продольному перемещению в хвостовике и возвращению в исходное состояние вместе колонны труб с насосом и штоком, после чего отбор продукции возобновляют из первоначальных секций и зон отбора, в ходе эксплуатации циклы при необходимости смены зон отбора хвостовика повторяют.The closest in technical essence is the method of developing a heavy oil or bitumen field with regulation of the selection of well production (patent RU No. 2413068, IPC 8 ЕВВ 43/24, published in bulletin No. 6, dated February 27, 2011), including the construction of an upper injection and lower production wells with horizontal sections located one above the other, pumping coolant through a horizontal injection well with heating the formation by creating a steam chamber and taking products through a horizontal production well, in which t steam chamber diagrams, analyze the state of its heating for heating uniformity and the presence of temperature peaks, and taking into account the obtained thermograms, the steam chamber is uniformly heated, changing production zones, and during the construction of wells, their horizontal sections are equipped with filters installed opposite the zones of the reservoir, inside the filter in a shank equipped with inlet openings dividing the filter into extraction zones is placed at the production well at a distance that excludes the breakthrough of the coolant when changing the selection zone, the liner is equipped from the inside with a rod, the inner space of which is communicated with the pump inlet, which is lowered into the production well on the pipe string, which is equipped with a double-acting hydraulic jack at the mouth, and the space between the rod and the liner between the input openings of the liner is hermetically disconnected before descent ring inserts, breaking the shank into sections of selection, which are communicated by side channels through one with the inner space of the rod, to change the zones for selection at the occurrence of temperature peaks, the selection of products by the pump is stopped, excessive pressure is created in the hydraulic jack, which leads to longitudinal movement of the pipe string together with the pump and the rod in the liner so that its side channels, passing through the ring inserts, communicate the inner space of the rod with neighboring sections not previously used selection, after which the selection of products is resumed until temperature peaks occur opposite the sampling sections in their respective sampling zones, to exclude the breakthrough of the coolant The products are stopped by the pump, an excessive back pressure is created in the hydraulic jack, which leads to longitudinal movement in the liner and the pipe columns with the pump and the rod returning to their original state, after which the product selection is resumed from the original sections and selection zones, during operation cycles are necessary if necessary shank selection zones are repeated.
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 с наличием гидродомкрата, установленного на устье добывающей скважины, а также со спуском в добывающую скважину хвостовика и штока по типу «труба в трубе» во всю длину фильтра горизонтального участка добывающей скважины;- firstly, the high metal consumption of the structure and, as a consequence, the high financial costs of implementing the method, which is associated with the presence of a hydraulic jack installed at the mouth of the producing well, as well as with the descent of the shank and rod in the pipe-in-pipe type into the entire length of the filter of the horizontal section of the producing well;
- во-вторых, для перемещения штока относительно хвостовика при изменении зон отбора продукции необходимо на устье скважины устанавливать гидродомкрат, изготовление которого требует дополнительных финансовых затрат, а перемещение поршня гидродомкрата осуществляется при помощи насосного агрегата, размещенного на устье скважины, кроме того, перемещение штока относительно хвостовика ограничено длиной хода поршня гидроцилиндра и не позволяет точно зафиксировать шток относительно хвостовика в заданном верхнем положении без подпора насосным агрегатом;- secondly, to move the rod relative to the liner when changing the production zones, it is necessary to install a hydraulic jack at the wellhead, the manufacture of which requires additional financial costs, and the hydraulic jack piston is moved using a pump unit located at the wellhead, in addition, the rod is moved relative to the shank is limited by the length of the piston stroke of the hydraulic cylinder and does not allow to precisely fix the rod relative to the shank in a predetermined upper position without backing up the pump a clear aggregate;
- в-третьих, не регулируется пропускная способность продукции, поступающая на прием насоса из зон отбора, а изменяются лишь зоны отбора (либо есть отбор из определенной зоны или отбора нет). Например, невозможно снизить объемы отбора продукции из зоны, в которую прорвался теплоноситель и/или пластовая вода, а можно только отключить эту зону;- thirdly, the throughput of products received by the pump from the selection zones is not regulated, but only the selection zones change (either there is a selection from a certain zone or there is no selection). For example, it is impossible to reduce the volume of product withdrawals from the zone into which the coolant and / or produced water broke through, but you can only turn off this zone;
- в-четвертых, по результатам опытно-промысловых работ выявлено, что прорыв теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины происходит на его начальной зоне (со стороны устья скважины). Это происходит вследствие того, что основной объем теплоносителя закачивается в пласт в начальной зоне горизонтального участка добывающей скважины.- fourthly, according to the results of experimental field work, it was revealed that the coolant breaks into the horizontal section of the producing well in its initial zone (from the side of the wellhead). This is due to the fact that the bulk of the coolant is pumped into the reservoir in the initial zone of the horizontal section of the producing well.
Задачами изобретения являются регулирование объема отбора продукции из зон отбора продукции добывающей скважины в процессе разработки месторождения тяжелой нефти или битума в зависимости от наличия температурных пиков на термограммах, снимаемых в добывающей скважине за счет регулирования пропускной способности входных отверстий в начальной зоне отбора продукции и исключение (уменьшение объема) попадания теплоносителя и/или пластовых вод из начальной зоны отбора на прием насоса с жесткой фиксацией колонны труб на устье скважины, а также упрощение монтажа, снижение металлоемкости конструкции и, как следствие, снижение финансовых затрат на реализацию способа.The objectives of the invention are to control the volume of production from the zones of production of a producing well in the process of developing a heavy oil or bitumen field, depending on the presence of temperature peaks in thermograms recorded in the producing well by controlling the throughput of the inlet openings in the initial production sampling zone and elimination (decrease volume) of coolant and / or produced water from the initial selection zone to the pump intake with rigid fixation of the pipe string at the wellhead, and t kzhe simplifying assembly, reducing the construction of metal and as a consequence, the reduction of financial costs of the process.
Поставленная задача решается способом разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины, включающим строительство верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют устанавливаемыми напротив зон продуктивного пласта фильтрами, внутри фильтра с неперфорированным интервалом в добывающей скважине размещают хвостовик, снабженный входными отверстиями, разбивающими фильтр на зоны отбора, при этом хвостовик оснащают изнутри штоком с боковыми каналами, внутреннее пространство штока сообщено со входом насоса, спускаемого в добывающую скважину на колонне труб с возможностью продольного перемещения вместе колонны труб с насосом и штоком в хвостовике, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор 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.The problem is solved by the method of developing a heavy oil or bitumen field with regulation of the selection of well production, including the construction of the upper injection and lower production wells with horizontal sections located one above the other, when constructing wells, their horizontal sections are equipped with filters installed opposite the zones of the reservoir, inside the filter with a non-perforated interval in the production well is placed a shank equipped with inlets that break the fil tr to the extraction zones, while the liner is equipped with a rod with side channels from the inside, the inner space of the rod is communicated with the pump inlet, which is lowered into the production well on the pipe string with the possibility of longitudinal movement of the pipe string with the pump and the rod in the liner, the coolant is pumped through a horizontal injection well with heating the formation by creating a steam chamber and selecting products through a horizontal production well, in which thermograms of the steam chamber are taken, the state of its heating on uniform heating and the presence of temperature peaks, and taking into account the obtained thermograms, the steam chamber is uniformly heated.
Новым является то, что перед спуском колонны труб в добывающую скважину сначала спускают шток с концентрично размещенным на нем хвостовиком, зафиксированным в транспортном положении срезным винтом, причем снаружи на нижнем конце хвостовика устанавливают термостойкий пакер, после спуска штока в добывающую скважину на его верхний конец наворачивают нижний конец колонны труб, колонну труб оснащают насосом, спускают колонну труб в добывающую скважину до размещения пакера в неперфорированном интервале фильтра добывающей скважины, после чего производят посадку пакера, герметично разделяя фильтр добывающей скважины на две зоны отбора - начальную и конечную, осуществляют равномерный прогрев паровой камеры подачей теплоносителя через нагнетательную скважину, исключение прорыва теплоносителя и/или пластовых вод на вход насоса осуществляют регулированием отбора продукции на вход насоса из начальной зоны отбора, причем в начальной зоне отбора, где возникают температурные пики, объем отбора продукции сокращают, для этого входные отверстия хвостовика, соответствующие начальной зоне отбора, выполняют с уменьшением пропускной способности от забоя к устью, а боковые каналы штока выполняют с возможностью поочередного сообщения с одним из входных отверстий хвостовика в начальной зоне отбора, что производят ограниченным продольным перемещением совместно колонны труб с насосом и штоком относительно хвостовика путем наращивания или сокращения патрубков на верхнем конце колонны труб в зависимости от расстояния между входными отверстиями хвостовика, а фиксацию колонны труб на устье добывающей скважины в необходимом положении осуществляют планшайбой на опорном фланце, а отверстие хвостовика, соответствующее конечной зоне отбора, выполнено в виде открытого конца штока.What is new is that before the pipe string is lowered into the production well, the rod is first lowered with a shank concentrically placed on it, a shear screw fixed in the transport position, and a heat-resistant packer is installed on the lower end of the shank, after the rod is lowered into the production well, the upper end is screwed the lower end of the pipe string, the pipe string is equipped with a pump, the pipe string is lowered into the production well until the packer is placed in the unperforated interval of the production well filter, after hours the packer is planted, hermetically separating the filter of the producing well into two extraction zones - the initial and final, they uniformly heat the steam chamber by supplying the coolant through the injection well, eliminating the breakthrough of the coolant and / or formation water at the pump inlet by adjusting the selection of products to the pump inlet from the initial selection zones, moreover, in the initial selection zone, where temperature peaks occur, the volume of production sampling is reduced, for this, the shank inlets corresponding to the initial in the selection zone, they are performed with decreasing throughput from the bottom to the mouth, and the side channels of the rod are made with the possibility of alternating communication with one of the inlet openings of the shank in the initial selection zone, which is accomplished by limited longitudinal movement of the pipe string with the pump and the rod relative to the shank by building or reducing the nozzles at the upper end of the pipe string depending on the distance between the inlet openings of the liner, and fixing the pipe string at the mouth of the producing well is not necessary Faceplate upright position is carried out on the supporting flange, the shank and the hole corresponding to the final selection area is configured as an open end of the plunger.
На фиг.1 схематично представлен предлагаемый способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины.Figure 1 schematically shows the proposed method for developing a heavy oil or bitumen field with regulation of the selection of well production.
На фиг.2 изображен увеличенный вид - А части горизонтального участка добывающей скважины, изображенной на фиг.1.In Fig.2 shows an enlarged view - A part of a horizontal section of the production well shown in Fig.1.
На фиг.3 схематично изображено устье добывающей скважины.Figure 3 schematically shows the mouth of a producing well.
Сначала производят строительство верхней нагнетательной 1 (см. фиг.1) и нижней добывающей скважин 2 с горизонтальными участками 3 и 4 соответственно, расположенными друг над другом и вскрывающими продуктивный пласт 5 с тяжелой нефтью или битумом, причем в процессе строительства нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин их горизонтальные участки 3 и 4 соответственно оборудуют фильтрами 6 и 7.First, the construction of the upper injection 1 (see Fig. 1) and the lower producing wells 2 with horizontal sections 3 and 4, respectively, located one above the other and opening the reservoir 5 with heavy oil or bitumen, is carried out during the construction of
Нагнетательную скважину 1 используют для закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5, а добывающую скважину 2 используют для добычи тяжелой нефти или битума (продукции) из продуктивного пласта 5. Далее нагнетательную скважину 1 снабжают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 8 с горизонтальным перфорированным участком 9.An injection well 1 is used to pump coolant into a producing formation 5, and a producing well 2 is used to produce heavy oil or bitumen (products) from a producing formation 5. Next, an
Перед спуском колонны труб 10 (см. фиг.1) в добывающую скважину 2 с замером длины спускают шток 11 (см. фиг.2) с концентрично размещенным на нем хвостовиком 12, зафиксированным в транспортном положении срезным винтом 13 (см. фиг.2).Before the descent of the pipe string 10 (see FIG. 1), the rod 11 (see FIG. 2) with the
Снаружи на нижнем конце хвостовика 12 (см. фиг.1) устанавливают термостойкий пакер 14. После спуска штока 11 в добывающую скважину 2 на его верхний конец наворачивают нижний конец колонны труб 10 и оснащают колонну труб 10 насосом 15. Спускают колонну труб 10 с замером ее длины в добывающую скважину 2 до размещения пакера 14 (см. фиг.2) в неперфорированном интервале 16 (длиной b) фильтра 7 добывающей скважины 2 (см. фиг.1), после чего производят посадку пакера 14 (см. фиг.2), герметично разделяя фильтр 7 добывающей скважины на две зоны отбора: начальную и конечную, соответственно Q1 и Q2, каждая из которых делит фильтр на два участка длиной L1 и L2 соответственно. Например, при длине фильтра 7 L=205 м, длина L1=100 м, b=5 м (неперфорированный участок фильтра 7 для посадки пакера 14), длина L2=100 м. Колонну труб 10 (см. фиг.1) снабжают насосом 15 (например, скважинным штанговым насосом дифференциального типа НН-2СП для добычи вязкой нефти, поставляемый ООО ТД «Элкам-Нефтемаш» Россия, г.Пермь).Outside, a heat-
Пакер 14 (см. фиг.2) выполнен термостойким, что позволяет работать при высокой температуре, например выпускаемый научно-производственной фирмой «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан) пакер механический двухстороннего действия осевой установки марки ПРО-ЯДЖ-О-М-122 Т, рассчитанный на максимальную температуру рабочей среды 150°С.Packer 14 (see figure 2) is heat-resistant, which allows it to work at high temperatures, for example, manufactured by the Packer research and production company (Oktyabrsky, Republic of Bashkortostan), a mechanical double-acting packer of an axial installation of the PRO-YaJ-O-M brand -122 T, designed for a maximum temperature of the working medium of 150 ° C.
В хвостовике 12 выполнены входные отверстия в виде рядов входных отверстий 171, 172…17n, соответствующих начальной зоне отбора Q1 (перед термостойким пакером 11 со стороны устья добывающей скважины 2) с уменьшением пропускной способности от забоя к устью, а боковые каналы 18 штока 11 выполняют с возможностью поочередного сообщения с одним из входных отверстий 171, 172…17n хвостовика 12 в начальной зоне отбора Q1, а отверстие 19, соответствующее конечной зоне отбора Q2, выполнено в виде открытого конца штока 11.In the
Количество входных отверстий 171, … 17n хвостовика 12, соответствующих начальной зоне отбора Q1, и геометрические размеры (диаметр) отверстия 19 открытого конца штока 11, соответствующего конечной зоне отбора Q2 (за пакером 11 со стороны забоя добывающей скважины 2 зависят от диаметра штока 11 и хвостовика 12, а также объема отбираемой продукции через каждую из зон отбора добывающей скважины 2 и определяются опытным путем.The number of inlet openings 17 1 , ... 17 n of the
Производительность насоса 15 (см. фиг.1) рассчитывается, исходя из максимальной пропускной способности наибольшего входного отверстия 174 (см. фиг.2), соответствующей начальной зоне отбора Q1, и отверстие 19, соответствующее конечной зоне отбора Q2.The performance of the pump 15 (see figure 1) is calculated based on the maximum throughput of the largest inlet 17 4 (see figure 2), corresponding to the initial selection zone Q 1 , and the
Общий объем отбираемой продукции через фильтр 7 (см. фиг.1) добывающей скважины 2 из обеих зон отбора составляет:The total volume of selected products through the filter 7 (see Fig. 1) of the producing well 2 from both selection zones is:
где Q1 - объем продукции, отбираемой из начальной зоны отбора, м3/сут;where Q 1 - the volume of products taken from the initial selection zone, m 3 / day;
Q2 - объем продукции, отбираемой из конечной зоны отбора, м3/сут;Q 2 - the volume of products taken from the final selection zone, m 3 / day;
Q - общий объем продукции, отбираемой из начальной и конечной зон отбора, м3/сут.Q - the total volume of products taken from the initial and final selection zones, m 3 / day.
Например: Q1=10 м3/сут, Q2=10 м3/сут.For example: Q 1 = 10 m 3 / day, Q 2 = 10 m 3 / day.
Тогда подставляя в формулу (1), получим: Q=10 м3/сут+10 м3/сут=20 м3/сут.Then substituting in the formula (1), we obtain: Q = 10 m 3 / day + 10 m 3 / day = 20 m 3 / day.
В начальной зоне отбора продукции Q1 входные отверстия, выполненные в хвостовике 12 (см. фиг.1 и 2), представлены, например, в виде четырех входных отверстий 171, …174 (см. фиг.2), расположенных в рядах по периметру хвостовика 12 с соответствующим регулированием (снижением) пропускной способности продукции, поступающей из начальной зоны отбора Q1 на вход 20 (см. фиг.1) насоса 15 за счет изменения площадей поперечных сечений: S1=l/4Q1; S2=1/2Q1; S3=3/4Q1; S4=Q1; (см. фиг.2), где S1; S2; S3; S4 - площади поперечных сечений соответственно входных отверстий 171, …174, размещенных напротив первой зоны отбора Q1.In the initial production selection zone Q 1, inlets made in the shank 12 (see FIGS. 1 and 2) are presented, for example, in the form of four inlets 17 1 , ... 17 4 (see FIG. 2) arranged in rows along the perimeter of the
Входному отверстию 171 хвостовика 12 соответствует минимальная пропускная способность, а входному отверстию 174 хвостовика 12 соответствует максимальная пропускная способность первой зоны отбора Q1.The inlet 17 1 of the
Пропускная способность боковых каналов 18 (см. фиг.2) штока 11 выше пропускной способности наибольшего из входных отверстий 171, …174, расположенных в рядах по периметру хвостовика 12. Например, площадь поперечного сечения (Sб) боковых каналов 18 штока 11 соответствует пропускной способности 30 м3/сут, что больше объема отбираемой продукции из зоны Q1=10 м3/сут.The throughput of the side channels 18 (see FIG. 2) of the
Хвостовик 12 оснащают изнутри штоком 11, жестко соединенным со входом 20 (см. фиг.1) насоса 15. Внутреннее пространство штока 11 (см. фиг.2) гидравлически сообщено со входом 20 (см. фиг.1) насоса 15.The
Регулирование пропускной способности входных отверстий при отборе продукции в процессе эксплуатации добывающей скважины 2 из начальной зоны Q1 отбора продукции производят продольным перемещением совместно колонны труб 10 (см. фиг.1) с насосом 15 и штоком 11 относительно хвостовика 12 путем наращивания или сокращения количества патрубков 211; 212; 213 (см. фиг.3) на верхнем конце колонны труб 10.The control of the inlet throughput capacity during production selection during operation of the production well 2 from the initial production selection zone Q 1 is performed by longitudinally moving the
Длины патрубков 211; 212; 213 равны расстоянию 11, 12, 13 между входными отверстиями 171, …174 (см. фиг.2), например, по 1 метру, а фиксацию колонны труб 10 (см. фиг.3) с патрубками 211; 212; 213 на ее верхнем конце на устье добывающей скважины 2 (см. фиг.1) осуществляют планшайбой 22 (см. фиг.3) на опорном фланце 23.Lengths of branch pipes 21 1 ; 21 2 ; 21 3 are equal to the
В транспортном положении, как показано на фиг.2, отбор продукции насосом 15 (см. фиг.1) по колонне труб 10 из добывающей скважины 2 осуществляют одновременно из обеих зон отбора Q1 и Q2 в соотношении 50% на 50% соответственно, при этом отбор продукции из зоны отбора Q1 осуществляют через наибольшее входное отверстие 174 (см. фиг.2), а отбор продукции из зоны отбора Q2 осуществляют через отверстие 19 штока 11.In the transport position, as shown in figure 2, the selection of products by the pump 15 (see figure 1) along the string of
Начинают осуществлять закачку теплоносителя от парогенератора (на чертеже не показано) в продуктивный пласт 5 (см. фиг.1) по колонне НКТ 8 через его горизонтальный перфорированный участок 9 и фильтр 6 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1. В зависимости от проницаемости продуктивного пласта 5 подбирают давление нагнетания и в зависимости от эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта 5 определяют объем нагнетаемого пара, при этом происходит прогревание продуктивного пласта 5 с созданием паровой камеры.They start to pump coolant from a steam generator (not shown in the drawing) into the reservoir 5 (see Fig. 1) through the tubing string 8 through its horizontal perforated section 9 and the filter 6 of the horizontal section 3 of the injection well 1. Depending on the permeability of the reservoir 5 the injection pressure is selected and, depending on the effective oil-saturated thickness of the reservoir 5, the volume of injected steam is determined, and the reservoir 5 is heated to create a steam chamber.
Разогретая в паровой камере тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 сначала поступает в фильтр 7, разделенный на начальную и конечную зоны отбора Q1 и Q2 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2, а затем из начальной зоны отбора Q1 фильтра 7 (см. фиг.2) через входное отверстие 174 хвостовика 12 и боковые каналы 18 штока 11 во внутреннее пространство штока 11, одновременно с этим во внутреннее пространство штока 11 продукция поступает и через отверстие 19, соответствующее конечной зоне отбора Q2. Таким образом, продукция по внутреннему пространству штока 11 поступает на вход 20 насоса 15 (см. фиг.1), который по колонне труб 10 перекачивает (отбирает) разогретую тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.Heated in the steam chamber, heavy oil or bitumen from the reservoir 5 first enters the
В процессе отбора разогретой тяжелой нефти иди битума происходит прорыв теплоносителя (пара) из паровой камеры в фильтр 7 добывающей скважины 2 и/или пластовых вод в начальной зоне отбора Q1 длиной L1 (см. фиг.2), о чем свидетельствует наличие температурных пиков на термограммах, которые строятся по результатам данных термодатчиков (на фигурах 1, 2, 3 не показано), установленных в горизонтальных участках 3 и 4 (см. фиг.1) соответственно нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин.During the selection of heated heavy oil, go bitumen, the coolant (steam) breaks out from the steam chamber into the
Прорыв в зоне отбора Q1 длиной L1 происходит по причине того, что основной объем теплоносителя, закачиваемый в нагнетательную скважину 1, попадает в пласт из зоны 24 (см. фиг.1) горизонтального участка 3 и, распространяясь по пласту, приводит к прорыву в начальной зоне (см. фиг.2) отбора Q1 длиной L1 горизонтального участка 4 (см. фиг.1) добывающей скважины 2.A breakthrough in the extraction zone Q 1 of length L 1 occurs because the bulk of the coolant pumped into the injection well 1 enters the reservoir from zone 24 (see Fig. 1) of the horizontal section 3 and, propagating through the reservoir, leads to a breakthrough in the initial zone (see figure 2) selection Q 1 length L 1 horizontal section 4 (see figure 1) of the producing well 2.
Для исключения прорыва теплоносителя (при прорыве температурные пики направлены вверх) и/или прорыва пластовой воды (при прорыве температурные пики направлены вниз) в фильтр 7 (см. фиг.2) в зоне отбора Q1 длиной L1, а также с целью равномерного распространения паровой камеры и снижения обводненности добываемой продукции объем отбора продукции из этой зоны отбора снижают. Например, снижают объем отбора продукции из начальной зоны отбора Q1 в два раза, т.е. на 50% от величины Q1, для этого необходимо, чтобы напротив боковых каналов 18 штока 11 размещалось входное отверстие 17 хвостовика 12, имеющее площадь поперечного сечения S2=1/2Q1, благодаря чему отбор продукции из начальной зоны отбора Q1 снизится до 5 м3/сут (10 м3/сут./2=5 м3/сут).To exclude the breakthrough of the coolant (during the breakthrough, the temperature peaks are directed upwards) and / or the breakthrough of formation water (during the breakthrough, the temperature peaks are directed downward) into the filter 7 (see Fig. 2) in the extraction zone Q 1 of length L 1 , as well as to uniformly the spread of the steam chamber and the reduction of water cut in the extracted product, the volume of product sampling from this selection zone is reduced. For example, they reduce the volume of product selection from the initial selection zone Q 1 by half, i.e. 50% of the value of Q 1 , for this it is necessary that opposite the
Для этого отключают насос 15 (см. фиг.1), демонтируют планшайбу 22 (см. фиг.3) с опорного фланца 23. На устье добывающей скважины 2 (см. фиг.1) производят натяжение колонны труб 10 вверх (см. фиг.1, 3), например, с помощью подъемника для подземного ремонта скважины с усилием 10 кН, при этом срезной винт 13 (см. фиг.2) разрушается. Далее приподнимают колонну труб 10 (см. фиг.3) с насосом 15 (см. фиг.1) и штоком 11 (см. фиг.1) на длину l1=1 метр, при этом входное отверстие 172 хвостовика 12 устанавливается напротив боковых каналов 18 штока 11. Далее снимают (отворачивают) патрубок 212 (см. фиг.3) и фиксируют колонну труб 10 посредством патрубка 212 и планшайбы 22 на опорном фланце 23, запускают в работу насос 15 (см. фиг.1). Возобновляют отбор продукции из начальной зоны отбора Q1 и конечной зоны отбора Q2, при этом отбор продукции из начальной зоны отбора Q2 снижается в два раза, т.е. до 5 м3/сут.To do this, turn off the pump 15 (see Fig. 1), remove the faceplate 22 (see Fig. 3) from the
При последующем снятии термограмм отсутствие температурных пиков на термограммах свидетельствует об исключении или снижении прорыва теплоносителя и/или пластовой воды в зону отбора Q1 длиной L1 и равномерном распространении паровой камеры в продуктивном пласте 5 (см. фиг.1).With the subsequent removal of the thermograms, the absence of temperature peaks in the thermograms indicates the exclusion or reduction of the breakthrough of the coolant and / or produced water in the extraction zone Q 1 of length L 1 and the uniform distribution of the steam chamber in the reservoir 5 (see Fig. 1).
В дальнейшем регулирование пропускной способности при отборе продукции из начальной зоны отбора Q1 добывающей скважины 2 в процессе разработки месторождения тяжелой нефти или битума производят продольным перемещением от забоя к устью или наоборот вместе колонны труб 10 с насосом 15 и штоком 11 относительно хвостовика 12 путем наращивания (заворотом) или сокращения (отворотом) патрубков 211; 212; 213 (см. фиг.3) на верхнем конце колонны труб 10 с последующей фиксацией колонны труб 10 на устье добывающей скважины 2 (см. фиг.1) в необходимом положении планшайбой 22 (см. фиг.3) на опорном фланце 23.Subsequently, throughput control during the selection of products from the initial selection zone Q 1 of the producing well 2 during the development of a heavy oil or bitumen field is carried out by longitudinal movement from the bottom to the mouth or vice versa along the
Предлагаемый способ позволяет регулировать объем отбора продукции из зон отбора, за счет чего добиваются равномерности прогрева паровой камеры в продуктивном пласте и исключают (сокращают объемы) попадание теплоносителя и/или пластовых вод из начальной зоны отбора на вход насоса с жесткой фиксацией колонны труб на устье скважины, также спуск в добывающую скважину хвостовика, имеющего длину 6-8 м, вместе со штоком упрощает монтаж, снижает металлоемкость конструкции и, как следствие, снижаются финансовые затраты на осуществление способа.The proposed method allows you to adjust the volume of production from the selection zones, thereby achieving uniformity in the heating of the steam chamber in the reservoir and eliminate (reduce volumes) the ingress of coolant and / or formation water from the initial selection zone to the pump inlet with rigid fixation of the pipe string at the wellhead , also the descent into the production well of a shank having a length of 6-8 m, together with the rod, simplifies installation, reduces the metal consumption of the structure and, as a result, reduces the financial cost of implementing the method.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011134995/03A RU2473795C1 (en) | 2011-08-19 | 2011-08-19 | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well product extraction |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011134995/03A RU2473795C1 (en) | 2011-08-19 | 2011-08-19 | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well product extraction |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2473795C1 true RU2473795C1 (en) | 2013-01-27 |
Family
ID=48807049
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011134995/03A RU2473795C1 (en) | 2011-08-19 | 2011-08-19 | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well product extraction |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2473795C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104373095A (en) * | 2014-09-15 | 2015-02-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | Hollow layered steam injection system |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3960213A (en) * | 1975-06-06 | 1976-06-01 | Atlantic Richfield Company | Production of bitumen by steam injection |
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| RU2232263C2 (en) * | 2002-05-27 | 2004-07-10 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method for extracting of high-viscosity oil |
| RU2350747C1 (en) * | 2007-06-18 | 2009-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development |
| RU2398104C2 (en) * | 2008-08-07 | 2010-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефтепром-Зюзеевнефть" | Method for development of high-viscosity oil deposits |
| 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 |
| RU2413068C1 (en) * | 2009-11-18 | 2011-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction |
-
2011
- 2011-08-19 RU RU2011134995/03A patent/RU2473795C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3960213A (en) * | 1975-06-06 | 1976-06-01 | Atlantic Richfield Company | Production of bitumen by steam injection |
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| RU2232263C2 (en) * | 2002-05-27 | 2004-07-10 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method for extracting of high-viscosity oil |
| RU2350747C1 (en) * | 2007-06-18 | 2009-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development |
| RU2398104C2 (en) * | 2008-08-07 | 2010-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефтепром-Зюзеевнефть" | Method for development of high-viscosity oil deposits |
| 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 |
| RU2413068C1 (en) * | 2009-11-18 | 2011-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104373095A (en) * | 2014-09-15 | 2015-02-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | Hollow layered steam injection system |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2439305C1 (en) | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit | |
| RU2334096C1 (en) | Method of massive type high-viscosity oil pool development | |
| RU2527051C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect | |
| RU2407884C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2412342C1 (en) | Procedure for development of deposit of heavy oil or bitumen with control of pumping heat carrier into well | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2434127C1 (en) | Procedure for development of heavy oil or bitumen deposit | |
| RU2555713C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2330950C1 (en) | Method of high vicous oil and bitumen deposits development | |
| RU2413068C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2398103C1 (en) | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit with control of well production drawdown | |
| RU2322576C1 (en) | Method for highly-viscous oil and bitumen production | |
| RU2527984C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
| RU2468193C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit in multiple-formation layer-by-layer nonhomogeneous header | |
| RU2431744C1 (en) | Procedure for extraction of high viscous oil and bitumen with application of horizontal producing and horizontal-inclined wells | |
| RU2494240C1 (en) | Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumens | |
| RU2483205C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well | |
| RU2211318C2 (en) | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation | |
| RU2433256C1 (en) | Method of high-viscosity oil or bitumen pool development | |
| RU2469186C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well | |
| RU103845U1 (en) | DEVICE FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OIL OR BITUMEN | |
| RU2496000C1 (en) | Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2412343C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production | |
| RU2411356C1 (en) | Method and arrangement for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170820 |