RU2136852C1 - Способ добычи текучей среды из формации земли - Google Patents
Способ добычи текучей среды из формации земли Download PDFInfo
- Publication number
- RU2136852C1 RU2136852C1 RU96118498A RU96118498A RU2136852C1 RU 2136852 C1 RU2136852 C1 RU 2136852C1 RU 96118498 A RU96118498 A RU 96118498A RU 96118498 A RU96118498 A RU 96118498A RU 2136852 C1 RU2136852 C1 RU 2136852C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- zone
- well
- liquid
- zones
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 40
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 150
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 31
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims abstract description 20
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 49
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 49
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 49
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 23
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 16
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 5
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 230000005670 electromagnetic radiation Effects 0.000 claims description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 2
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 6
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 238000011017 operating method Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Fertilizers (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу добычи жидкости из формации земли, содержащей отдельные зоны жидкости, расположенные на расстоянии друг от друга. Способ добычи жидкости из формации земли содержит первую зону жидкости 21, вторую зону жидкости 23, расположенную на некотором расстоянии от первой зоны жидкости, и барьерную зону 25, расположенную между двумя упомянутыми зонами жидкости. Добычу жидкости осуществляют через эксплуатационную скважину 31, снабженную впускным отверстием для жидкости, расположенным в первой зоне жидкости. Способ содержит этап сооружения наклонной секции скважины 39, являющейся частью вспомогательной скважины 35, сооруженной в формации земли, при этом наклонная секция скважины простирается через первую зону жидкости, барьерную зону и вторую зону жидкости, чтобы обеспечить сообщение жидкости между упомянутыми зонами жидкости, содержит также этап закрытия вспомогательной скважины в выбранной точке, чтобы предотвратить возможность просачивания потока, жидкости из зон жидкости через вспомогательную скважину на поверхность земли, и этап добычи жидкости, вытекающей из второй зоны жидкости через наклонную секцию скважины в первую зону жидкости и через эксплуатационную скважину. Способ обеспечивает экономическую добычу жидкости из различных зон жидкости, расположенных на некотором расстоянии друг от друга. 17 з.п.ф-лы, 5 ил.
Description
Изобретение относится к способу добычи текучей среды из формации земли, содержащей отдельные зоны жидкости, расположенные на каком-то расстоянии друг от друга. Промышленная добыча жидкости, например, нефти или газа, из каких-то конкретных подземных жидких зон может оказаться экономически нецелесообразной по причине неприемлемо высоких расходов на разработку, если, конечно, будут использоваться обычные способы разработки и эксплуатации. Подобная ситуация может иметь место в случае разработки относительно небольшого и находящегося вдали от берега углеводородного коллектора, разработка которого в случае использования обычных способов эксплуатации потребует обязательного использования такого оборудования, как различные подводные установки, морская платформа, различные типы шлангов и трубопроводов. Именно поэтому является желательным создать такой способ разработки и эксплуатации зон жидкости, который будет привлекательным с экономической точки зрения.
В патенте США N 2736381 описан способ добычи текучей среды посредством эксплуатационной скважины, пробуренной в формации земли, причем эта формация земли состоит из первой зоны жидкости и второй зоны жидкости, находящейся на некотором расстоянии от первой зоны жидкости, и из барьерной зоны, которая разделяет между собой упомянутые зоны жидкости. Вспомогательная скважина проходит через барьерную зону и входит в зоны текучей среды, чтобы обеспечить сообщение текучей среды между упомянутыми двумя зонами. Вспомогательная скважина закрывается на своем верхнем конце и происходит добыча текучей среды, которая течет из второй зоны текучей среды через вспомогательную скважину в первую зону текучей среды и далее через эксплуатационную скважину. Вторая зона текучей среды располагается ниже первой зоны текучей среды, а вспомогательная скважина проходит вертикально вверх через обе зоны текучей среды, так что известный способ просто неприемлем для разработки и эксплуатации отдельных зон текучей среды, расположенных на каком-то горизонтальном расстоянии друг от друга.
Технической задачей настоящего изобретения является разработка способа экономической добычи текучей среды из различных зон текучей среды, расположенных на каком-то горизонтальном расстоянии друг от друга.
Данная техническая задача решается за счет того, что в способе добычи текучей среды из формации земли, состоящей из первой зоны текучей среды, второй зоны текучей среды, проходящей на расстоянии от первой зоны текучей среды, и из барьерной зоны, расположенной между зонами текучей среды, причем текучую среду добывают через эксплуатационную скважину, имеющую впускное отверстие для текучей среды, расположенное в первой зоне текучей среды, при этом способ включает образование секции скважины, являющейся частью вспомогательной скважины, образованной в формации земли и проходящей через первую зону текучей среды, барьерную зону и вторую зону текучей среды для обеспечения сообщения текучей среды между зонами текучей среды, закрытие вспомогательной скважины в выбранной точке для предотвращения потока текучей среды из зон текучей среды через вспомогательную скважину к поверхности земли и добычу текучей среды, вытекающей из второй зоны текучей среды через секцию скважины, согласно изобретению вторая зона текучей среды проходит на горизонтальном расстоянии от первой зоны текучей среды, а образование секции скважины заключается в образовании наклонной секции скважины.
Упомянутые зоны текучей среды и барьерная зона могут быть расположены в одном общем коллекторе текучей среды.
Упомянутые зоны текучей среды могут образовывать индивидуальные коллекторы текучей среды, причем эти коллекторы отделены друг от друга барьерной зоной.
Наклонная секция скважины может проходить, по меньшей мере, частично в горизонтальном направлении и может быть снабжена торцевой частью, расположенной в первой зоне текучей среды, а другая торцевая часть расположена во второй зоне текучей среды.
Способ может дополнительно включать стимулирование потока текучей среды из второй зоны текучей среды через наклонную секцию скважины в первую зону текучей среды посредством, по меньшей мере, одного из этапов перфорирования формации земли как минимум в одной из зон текучей среды вокруг наклонной секции скважины и разрушения формации земли, по меньшей мере, в одной из зон текучей среды вокруг наклонной секции скважины.
При этом нижняя труба обсадной колонны может устанавливаться в наклонной секции скважины, причем эта нижняя труба обсадной колонны имеет множество отверстий, расположенных, по меньшей мере, в одной из зон текучей среды.
Зона может образовывать одну из групп формации горной породы в геологическом разломе, а сама формация горной породы может обладать относительно низкой проницаемостью для текучей среды, содержащейся в зонах текучей среды, и представлена формацией непроницаемой горной породы. Вспомогательная скважина может закрываться посредством образования цементной пробки в верхней части вспомогательной скважины.
Вспомогательная скважина может закрываться посредством установки в верхней части вспомогательной скважины запорного устройства с возможностью его последующего удаления.
Способ может дополнительно включать установку датчика для измерения какого-то физического параметра в наклонной секции скважины еще до момента закрытия вспомогательной скважины, причем упомянутый датчик будет сообщаться с поверхностным оборудованием для передачи сигналов, представляющих упомянутый параметр от датчика к поверхностному оборудованию, при этом упомянутый параметр может выбираться из группы, включающей в себя давление текучей среды, температуру текучей среды, плотность текучей среды и скорость потока текучей среды, а сигналы передаваться к поверхностному оборудованию по электропроводящему проводу, который проходит через, по меньшей мере, часть вспомогательной скважины.
Электропроводящий провод может проходить от датчика к какой-то точке на выбранное расстояние ниже верхнего конца вспомогательной скважины, причем упомянутые сигналы передаются от упомянутой точки к поверхностному оборудованию посредством электромагнитного излучения.
Давление жидкости в первой зоне текучей среды может быть меньше давления текучей среды во второй зоне текучей среды, что обусловлено добычей текучей среды из первой зоны текучей среды, при этом, по меньшей мере, вторая зона текучей среды может быть расположена в открытом море.
Текучая среда может образовывать углеводородную текучую среду и по существу являться природным газом.
Ниже изобретение будет описываться более детально в качестве примера и со ссылками на сопровождающие чертежи, на которых:
фиг. 1 - вертикальный поперечный разрез через формацию земли вместе с уже известной системой для добычи углеводородной текучей среды из коллектора.
фиг. 1 - вертикальный поперечный разрез через формацию земли вместе с уже известной системой для добычи углеводородной текучей среды из коллектора.
Фиг. 2 - вертикальный поперечный разрез через формацию земли вместе с системой, используемой в соответствии со способом по настоящему изобретению.
Фиг. 3 - вертикальный поперечный разрез через формацию земли, в которой произошел разлом.
Фиг. 4 - вертикальный поперечный разрез через другую формацию земли.
Фиг. 5 - схематическое изображение системы для совместного использования со способом по изобретению при добыче углеводорода из нескольких коллекторов.
На фиг. 1 показана уже известная система для добычи углеводорода из первого углеводородного коллектора 1 и из второго углеводородного коллектора 3, причем упомянутые коллекторы 1, 3 отделены друг от друга в горизонтальной плоскости барьерной зоной 5 в виде формации горной породы, непроницаемой для углеводородной жидкости. Верхняя формация горной породы 7 лежит над коллекторами 1, 3 и над барьерной зоной 5. Второй коллектор 3, барьерная зона 5 и часть первого коллектора 1 расположены под слоем морской воды 9, в результате чего первый коллектор 1 будет проходить ниже поверхности береговой земли. Расположенная на суше эксплуатационная скважина по добыче углеводорода 11 проходит от первого коллектора 1 до устья скважины 13. Углеводородную текучую среду добывают из первого коллектора 1 через скважину 11 и транспортируют от устья скважины 13 до перерабатывающей это сырье установки (не показана). Морская эксплуатационная платформа 15 расположена над вторым коллектором 3, а углеводородную текучую среду добывают через скважину 17, которая проходит от платформы 15 через верхнюю формацию горной породы 7 и входит во второй коллектор 3. Экспортный трубопровод 19 проходит от платформы 15 вдоль морского дна 20 до устья скважины. Углеводородную текучую среду добывают из второго коллектора 3 посредством скважины 17 и транспортируют по трубопроводу 19 к устью скважины 13, откуда она поступает на перерабатывающую установку. Следует иметь в виду, что эксплуатация уже известной системы связана с большими расходами и тратами денег хотя бы по той причине, что она предусматривает обязательное использование эксплуатационной платформы. Именно эти высокие расходы могут сделать экономически неоправданной разработку и эксплуатацию каких-то конкретных углеводородных коллекторов, например, относительно небольших коллекторов.
На фиг. 2 показана формация земли, идентичная показанной на фиг. 1 формации земли; формация земли по фиг. 2 имеет углеводородный коллектор 21 и второй углеводородный коллектор 23, причем коллекторы 21 и 23 отделены в горизонтальной плоскости один от другого барьерной зоной 25 в виде формации горной породы, непроницаемой для углеводородной текучей среды. Верхняя формация горной породы 27 перекрывает коллекторы 21, 23 и барьерную зону 25. Второй коллектор 23, барьерная зона 25 и часть первого коллектора 21 расположены под слоем морской воды 29, в результате чего первый коллектор 21 будет проходить под береговой поверхностью земли. Расположенная на суше скважина по добыче углеводорода 31 проходит от поверхности земли до первого коллектора 21 и снабжена устьем скважины 33. Углеводородную текучую среду добывают из первого коллектора 21 через эксплуатационную скважину 31 и устье скважины 33 и направляют на перерабатывающую установку (не показана). С помощью соответствующей буровой платформы (не показана) была пробурена вспомогательная расположенная на суше скважина 35, причем после бурения и окончательного завершения сооружения вспомогательной скважины 35 платформу отводили в другое место. Скважина 35 состоит из верхней части 37, которая будет частично вертикальной и частично наклонной относительно вертикали, и горизонтальной части 39. Верхняя часть 37 проходит от морского дна 39 через верхнюю формацию горной породы 27 и второй углеводородный коллектор 23, а горизонтальная часть 39 проходит от нижнего конца верхней части 37 через второй коллектор 23 и барьерную зону 25 и входит в первый коллектор 21. Горизонтальная часть 39 снабжена обсадной трубой (не показана), которая перфорирована в обоих коллекторах 21, 23, чтобы обеспечить сообщение текучей среды между коллекторами 21, 23. Обсадная труба намагничена, чтобы в случае необходимости облегчить правильную установку горизонтальной части скважины 39 на последующем этапе. Более того, поток текучей среды от второго коллектора 23 через часть скважины 39 в первый коллектор 21 стимулируется посредством перфорации формации земли в коллекторах 21, 23 вокруг части скважины 39; по выбору поток жидкости также стимулируется посредством разрушения формации земли в коллекторах 21, 23 вокруг части скважины 39. После этого закрывается верхняя часть 37 скважины 35 посредством заполнения этой верхней части 37 цементом 41, и дается время для его отверждения.
В процессе нормальной работы показанной на фиг. 2 системы происходит добыча углеводородной текучей среды в скважине 31 и в скважине 33. В зависимости от наличия перепада давления жидкости между коллекторами 21, 23 углеводородная жидкость будет течь через горизонтальную часть скважины 39. Если давление жидкости в коллекторе 23 будет больше давления жидкости в коллекторе 21, например, из-за частичного истощения коллектора 21, тогда углеводородная текучая среда будет течь из коллектора 23 в коллектор 21. Затем текучая среда проходит через коллектор 21 в скважину 31, а оттуда дальше в устье скважины 33. За счет непрерывной добычи углеводородной текучей среды из скважины 31 перепад давления между коллекторами 21, 23 поддерживается на таком уровне, чтобы углеводородная текучая среда непрерывно текла из коллектора 23 через часть скважины 39 в коллектор 21. Если начальное давление текучей среды в коллекторе 23 равно начальному давлению текучей среды в коллекторе 21, тогда углеводородная текучая среда начинает течь из коллектора 23 в коллектор 21 через часть скважины 39 только после истечения какого-то промежутка времени, т.е. после того, как давление в коллекторе 21 понизится и станет меньше давления в резервуаре из-за непрерывной добычи жидкости и ее подачи через скважину 31. В случае, если начальное давление текучей среды в коллекторе 23 становится меньше начального давления текучей среды в коллекторе 21, тогда углеводородная жидкость первоначально будет течь из коллектора 21 в коллектор 23 через часть скважины 39 до тех пор, пока не исчезнет перепад давления. После непрерывной добычи из коллектора 21 давление в коллекторе 21 понижается, чтобы углеводородная текучая среда могла течь из коллектора 23 через часть скважины 39 в коллектор 21, причем это происходит в том случае, когда давление в коллекторе 21 становится меньше давления в коллекторе 23. Следовательно, создается ситуация, когда углеводородную текучую среду можно будет добывать из расположенного в открытом море коллектора 23 без использования необходимой в противном случае дополнительной морской эксплуатационной платформы.
Вместо добычи углеводородной текучей среды из расположенной на суше скважины, показанной на фиг. 2, теперь эту же текучую среду можно будет добывать также и на расположенной в открытом море скважине. В данном случае можно будет использовать существующую морскую платформу, которая установлена над первым коллектором углеводородного сырья и которая обеспечивает добычу углеводородной текучей среды из упомянутого коллектора. После этого удаленный и расположенный в открытом море коллектор углеводорода соединяется с первым коллектором тем же способом, каким были соединены коллекторы 21, 23, показанные на фиг. 2. В данном случае для эксплуатации двух углеводородных коллекторов потребуется только одна морская платформа.
На фиг. 3 показан первый углеводородный коллектор 40 и второй углеводородный коллектор 42, причем эти коллекторы 40, 42 расположены на противоположных сторонах геологического разлома 44. Коллекторы 40, 42 окружают непроницаемые массы горной породы 46, 48, которые тем самым образуют барьер для жидкости между коллекторами 40, 42. Коллектор 40 частично истощен из-за непрерывной добычи здесь углеводородной текучей среды, а коллектор 42 образует неистощенный относительно небольшой коллектор с более высоким давлением жидкости по сравнению с давлением в истощенном коллекторе 40. Через коллекторы 40, 42, массу горной породы 48 и через геологический разлом 44 пробурена вспомогательная скважина 50. Вспомогательная скважина имеет верхнюю часть 52, которая закрыта цементной пробкой 53, и наклонную S-образную нижнюю часть 54. S-образная часть 54 обеспечивает сообщение жидкости между коллекторами 40, 42, чтобы углеводородная текучая среда текла из коллектора 42 через S-образную часть скважины 54 в истощенный коллектор 40 с последующей ее добычей с помощью эксплуатационной скважины (не показана).
На фиг. 4 показан куполообразный первый углеводородный коллектор 60, куполообразный второй углеводородный коллектор 62 и непроницаемая масса горной породы 64, которая и разделяет между собой в горизонтальной плоскости коллекторы 60, 62. Коллектор 60 частично истощен из-за добычи углеводорода эксплуатационной скважиной (не показана), а коллектор 62 образует неистощенный, но относительно небольшой коллектор с более высоким давлением текучей среды, чем в частично истощенном коллекторе 60. Через коллекторы 60, 62 и через массу горных пород 64 уже пробурена вспомогательная скважина 66; эта вспомогательная скважина 66 снабжена верхней частью 68, заполненной цементом, чтобы закрыть скважину 66, а также горизонтальной нижней частью 70. Горизонтальная часть 70 обеспечивает сообщение текучей среды между коллекторами 60, 62, чтобы углеводородная текучая среда могла свободно течь из коллектора 62 через горизонтальную часть скважины 70 в частично истощенный коллектор 60 с последующей добычей углеводородной текучей среды с помощью эксплуатационной скважины.
На фиг. 5 показано схематическое представление первого углеводородного коллектора 80, второго углеводородного коллектора 82, третьего углеводородного коллектора 84 и четвертого углеводородного коллектора 86, причем коллекторы 80, 82, 84 и 86 расположены в горизонтальной плоскости на одинаковых расстояниях друг от друга. Коллекторы 80, 82 соединены между собой через наклонную секцию скважины 88, а коллекторы 82, 84 соединены между собой через наклонную секцию скважины 90, и, наконец, коллекторы 82, 86 соединены между собой через наклонную секцию скважины 92. Давление текучей среды в коллекторе 80 будет меньше давления текучей среды в коллекторе 82, а давление текучей среды в коллекторе 82 будет меньше давления текучей среды в коллекторе 84, а также меньше давления жидкости в коллекторе 86. Следовательно, углеводородная текучая среда будет течь из коллекторов 84, 86 через секции скважин 90, 92 соответственно и попадать в коллектор 82, а отсюда далее через секцию скважины 88 в коллектор 80, из которого и происходит добыча текучей среды с помощью эксплуатационной скважины (не показана),
Claims (18)
1. Способ добычи текучей среды из формации земли, состоящей из первой зоны текучей среды, второй зоны текучей среды, проходящей на расстоянии от первой зоны текучей среды, и из барьерной зоны, расположенной между зонами текучей среды, причем текучую среду добывают через эксплуатационную скважину, имеющую впускное отверстие для текучей среды, расположенное в первой зоне текучей среды, при этом способ включает образование секции скважины, являющейся частью вспомогательной скважины, образованной в формации земли, и проходящей через первую зону текучей среды, барьерную зону и вторую зону текучей среды для обеспечения сообщения текучей среды между зонами текучей среды, закрытие вспомогательной скважины в выбранной точке для предотвращения потока текучей среды из зон текучей среды через вспомогательную скважину к поверхности земли, и добычу текучей среды, вытекающей из второй зоны текучей среды через секцию скважины, отличающийся тем, что вторая зона текучей среды проходит на горизонтальном расстоянии от первой зоны текучей среды, а образование секции скважины заключается в образовании наклонной секции скважины.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что упомянутые зоны текучей среды и барьерная зона расположены в одном общем коллекторе текучей среды.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что упомянутые зоны текучей среды образуют индивидуальные коллекторы текучей среды, причем эти коллекторы отделены друг от друга барьерной зоной.
4. Способ по любому одному из пп.1 - 3, отличающийся тем, что наклонная секция скважины проходит по меньшей мере частично в горизонтальном направлении.
5. Способ по любому одному из пп.1 - 4, отличающийся тем, что наклонная секция скважины снабжена торцевой частью, расположенной в первой зоне текучей среды, а другая торцевая часть расположена во второй зоне текучей среды.
6. Способ по любому одному из пп.1 - 5, отличающийся тем, что дополнительно включает стимулирование потока текучей среды из второй зоны текучей среды через наклонную секцию скважины в первую зону текучей среды посредством по меньшей мере одного из этапов перфорирования формации земли как минимум в одной из зон текучей среды вокруг наклонной секции скважины и разрушения формации земли по меньшей мере в одной из зон текучей среды вокруг наклонной секции скважины.
7. Способ по любому одному из пп.1 - 6, отличающийся тем, что нижняя труба обсадной колонны устанавливается в наклонной секции скважины, причем эта нижняя труба обсадной колонны имеет множество отверстий, расположенных по меньшей мере в одной из зон текучей среды.
8. Способ по любому одному из пп.1 - 7, отличающийся тем, что зона образует одну из групп формации горной породы в геологическом разломе, а сама формация горной породы обладает относительно низкой проницаемостью для текучей среды, содержащейся в зонах текучей среды, и представлена формацией непроницаемой горной породы.
9. Способ по любому одному из пп.1 - 8, отличающийся тем, что вспомогательная скважина закрывается посредством образования цементной пробки в верхней части вспомогательной скважины.
10. Способ по любому одному из пп.1 - 8, отличающийся тем, что вспомогательная скважина закрывается посредством установки в верхней части вспомогательной скважины запорного устройства с возможностью его последующего удаления.
11. Способ по любому одному из пп.1 - 10, отличающийся тем, что он дополнительно включает установку датчика для измерения какого-то физического параметра в наклонной секции скважины еще до момента закрытия вспомогательной скважины, причем упомянутый датчик будет сообщаться с поверхностным оборудованием для передачи сигналов, представляющих упомянутый параметр от датчика к поверхностному оборудованию.
12. Способ по п.11, отличающийся тем, что упомянутый параметр выбирается из группы, включающей в себя давление текучей среды, температуру текучей среды, плотность текучей среды и скорость потока текучей среды.
13. Способ по п.11 или 12, отличающийся тем, что сигналы передаются к поверхностному оборудованию по электропроводящему проводу, который проходит через по меньшей мере часть вспомогательной скважины.
14. Способ по п.13, отличающийся тем, что электропроводящий провод проходит от датчика к какой-то точке на выбранное расстояние ниже верхнего конца вспомогательной скважины, причем упомянутые сигналы передаются от упомянутой точки к поверхностному оборудованию посредством электромагнитного излучения.
15. Способ по любому одному из пп.1 - 14, отличающийся тем, что давление жидкости в первой зоне текучей среды будет меньше давления текучей среды во второй зоне текучей среды, что обусловлено добычей текучей среды из первой зоны текучей среды.
16. Способ по любому одному из пп.1 - 15, отличающийся тем, что по меньшей мере вторая зона текучей среды расположена в открытом море.
17. Способ по любому одному из пп.1 - 16, отличающийся тем, что упомянутая текучая среда образует углеводородную текучую среду.
18. Способ по п.17, отличающийся тем, что углеводородная текучая среда, по существу, является природным газом.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP94200629A EP0671549A1 (en) | 1994-03-10 | 1994-03-10 | Method of producing a fluid from an earth formation |
| EP94200629.7 | 1994-03-10 | ||
| PCT/EP1995/000898 WO1995024543A1 (en) | 1994-03-10 | 1995-03-08 | Method of producing a fluid from an earth formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU96118498A RU96118498A (ru) | 1998-10-27 |
| RU2136852C1 true RU2136852C1 (ru) | 1999-09-10 |
Family
ID=8216703
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96118498A RU2136852C1 (ru) | 1994-03-10 | 1995-03-08 | Способ добычи текучей среды из формации земли |
Country Status (16)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5520247A (ru) |
| EP (2) | EP0671549A1 (ru) |
| CN (1) | CN1056211C (ru) |
| AU (1) | AU688877B2 (ru) |
| BR (1) | BR9507015A (ru) |
| CA (1) | CA2185020C (ru) |
| CO (1) | CO4440464A1 (ru) |
| DE (1) | DE69504314T2 (ru) |
| EG (1) | EG20565A (ru) |
| MX (1) | MX9603924A (ru) |
| MY (1) | MY114261A (ru) |
| NO (1) | NO309876B1 (ru) |
| NZ (1) | NZ282411A (ru) |
| OA (1) | OA10310A (ru) |
| RU (1) | RU2136852C1 (ru) |
| WO (1) | WO1995024543A1 (ru) |
Families Citing this family (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6167966B1 (en) * | 1998-09-04 | 2001-01-02 | Alberta Research Council, Inc. | Toe-to-heel oil recovery process |
| US6488087B2 (en) * | 2000-03-14 | 2002-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Field development methods |
| BR0107018B1 (pt) * | 2001-12-28 | 2011-07-12 | método para a construção de um arranjo de poços de grande afastamento para produção, transporte e explotação de jazidas minerais, arranjo de poços assim construìdo e método para a construção de uma rede de dutos para transporte e armazenagem de fluidos. | |
| US20060124360A1 (en) | 2004-11-19 | 2006-06-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for drilling, completing and configuring U-tube boreholes |
| AU2006314601B2 (en) | 2005-11-16 | 2010-09-09 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Wellbore system |
| US9429004B2 (en) * | 2006-06-19 | 2016-08-30 | Joseph A. Affholter | In situ retorting and refining of hygrocarbons |
| KR100784174B1 (ko) * | 2006-11-27 | 2007-12-10 | 김동항 | 초연약지반의 표층처리가 되게 한 투수와 배수를 겸한 부재의 집배수 장치와 이에 의한 초연약지반 표층 처리 공법 |
| US8056629B2 (en) * | 2010-01-07 | 2011-11-15 | GEOSCIENCE Support Services, Inc. | Slant well desalination feedwater supply system and method for constructing same |
| US8479815B2 (en) * | 2010-01-07 | 2013-07-09 | GEOSCIENCE Support Services, Inc. | Desalination subsurface feedwater supply and brine disposal |
| WO2011130254A1 (en) * | 2010-04-14 | 2011-10-20 | Shell Oil Company | Slurry generation |
| US8656995B2 (en) * | 2010-09-03 | 2014-02-25 | Landmark Graphics Corporation | Detecting and correcting unintended fluid flow between subterranean zones |
| US8517094B2 (en) | 2010-09-03 | 2013-08-27 | Landmark Graphics Corporation | Detecting and correcting unintended fluid flow between subterranean zones |
| CA2762498C (en) * | 2011-05-11 | 2015-02-03 | Gilman A. Hill | Integrated in situ retorting and refining of hydrocarbons from oil shale, tar sands and depleted formations |
| US9291043B1 (en) * | 2012-05-15 | 2016-03-22 | Joseph A. Affholter | In situ retorting of hydrocarbons and a selected metal |
| RU2656266C2 (ru) * | 2012-06-21 | 2018-06-04 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ обработки подземного пласта суспензией цементного раствора с возможностью образования проницаемого отвердевшего цементного раствора |
| CN102913208B (zh) * | 2012-11-01 | 2014-03-26 | 中国海洋石油总公司 | 气藏之间建立套管内筛管式人造天然气运移通道的方法 |
| CN102900402B (zh) * | 2012-11-01 | 2014-05-07 | 中国海洋石油总公司 | 一种海上小规模气藏的开发方法 |
| CN102900401B (zh) * | 2012-11-01 | 2014-03-26 | 中国海洋石油总公司 | 气藏之间建立套管射孔式人造天然气运移通道的方法 |
| CN102913203B (zh) * | 2012-11-01 | 2014-05-07 | 中国海洋石油总公司 | 一种开发低渗透气藏的方法 |
| CN102913206B (zh) * | 2012-11-01 | 2014-11-26 | 中国海洋石油总公司 | 气藏之间建立套管射孔压裂式人造天然气运移通道的方法 |
| CN102913209A (zh) * | 2012-11-01 | 2013-02-06 | 中国海洋石油总公司 | 气藏之间建立筛管式人造天然气运移通道的方法 |
| CN102943654A (zh) * | 2012-11-01 | 2013-02-27 | 中国海洋石油总公司 | 利用高含co2气藏提高高含烃气藏采收率的方法 |
| CN102926719A (zh) * | 2012-11-01 | 2013-02-13 | 中国海洋石油总公司 | 一种异常高压气藏的开发方法 |
| CN102913207B (zh) * | 2012-11-01 | 2014-03-26 | 中国海洋石油总公司 | 建立套管内筛管外砾石充填式人造天然气运移通道的方法 |
| CN102913204B (zh) * | 2012-11-01 | 2014-11-26 | 中国海洋石油总公司 | 气藏之间建立筛管外砾石充填式天然气运移通道的方法 |
| US9388678B2 (en) * | 2014-01-22 | 2016-07-12 | Joseph A. Affholter | In situ retorting of hydrocarbons and a selected metal |
| WO2018165256A1 (en) * | 2017-03-07 | 2018-09-13 | Saudi Arabian Oil Company | Method of encapsulating signaling agents for use downhole |
| EP3592713A2 (en) * | 2017-03-07 | 2020-01-15 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore cement having polymer capsule shells |
| CN112431578B (zh) * | 2020-12-02 | 2022-07-29 | 山西潞安环保能源开发股份有限公司常村煤矿 | 一种含有断层的低渗透煤层抽采矿井瓦斯的方法 |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US459826A (en) * | 1891-09-22 | Flowing well | ||
| US702006A (en) * | 1900-08-09 | 1902-06-10 | James G Huffman | Well-casing and strainer. |
| US2365428A (en) * | 1941-10-16 | 1944-12-19 | Gulf Research Development Co | Recovery of oil from oil fields |
| US2548059A (en) * | 1947-10-08 | 1951-04-10 | Ralph H Ramsey | Rearrangement of oil and gas deposits in sealed domes and like natural formations |
| US2736381A (en) * | 1953-10-26 | 1956-02-28 | Texas Co | Method of increasing recovery from a subsurface oil or condensate reservoir |
| US2856000A (en) * | 1954-07-20 | 1958-10-14 | Texaco Development Corp | Production of hydrocarbons from subsurface reservoirs |
| US3258069A (en) * | 1963-02-07 | 1966-06-28 | Shell Oil Co | Method for producing a source of energy from an overpressured formation |
| US3361202A (en) * | 1965-08-05 | 1968-01-02 | Phillips Petroleum Co | Process and apparatus for producing crude oil from separate strata |
| US3354952A (en) * | 1965-08-09 | 1967-11-28 | Phillips Petroleum Co | Oil recovery by waterflooding |
| US3442333A (en) * | 1967-10-11 | 1969-05-06 | Phillips Petroleum Co | Wellbore visbreaking of heavy crude oils |
| US4194580A (en) * | 1978-04-03 | 1980-03-25 | Mobil Oil Corporation | Drilling technique |
| US4519463A (en) * | 1984-03-19 | 1985-05-28 | Atlantic Richfield Company | Drainhole drilling |
| FR2656650B1 (fr) * | 1989-12-29 | 1995-09-01 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif pour stimuler une zone souterraine par injection controlee de fluide provenant d'une zone voisine que l'on relie a la premiere par un drain traversant une couche intermediaire peu permeable. |
| FR2656651B1 (fr) * | 1989-12-29 | 1995-09-08 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif pour stimuler une zone souterraine par injection differee de fluide provenant d'une zone voisine, le long de fractures faites depuis un drain fore dans une couche intermediaire peu permeable. |
-
1994
- 1994-03-10 EP EP94200629A patent/EP0671549A1/en not_active Withdrawn
-
1995
- 1995-03-08 RU RU96118498A patent/RU2136852C1/ru not_active IP Right Cessation
- 1995-03-08 EP EP95912239A patent/EP0749517B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-03-08 AU AU19502/95A patent/AU688877B2/en not_active Ceased
- 1995-03-08 BR BR9507015A patent/BR9507015A/pt not_active IP Right Cessation
- 1995-03-08 DE DE69504314T patent/DE69504314T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1995-03-08 MX MX9603924A patent/MX9603924A/es not_active IP Right Cessation
- 1995-03-08 NZ NZ282411A patent/NZ282411A/en unknown
- 1995-03-08 CA CA002185020A patent/CA2185020C/en not_active Expired - Fee Related
- 1995-03-08 CN CN95192042A patent/CN1056211C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1995-03-08 WO PCT/EP1995/000898 patent/WO1995024543A1/en active IP Right Grant
- 1995-03-08 MY MYPI95000579A patent/MY114261A/en unknown
- 1995-03-09 EG EG17995A patent/EG20565A/xx active
- 1995-03-09 CO CO95009411A patent/CO4440464A1/es unknown
- 1995-03-10 US US08/401,826 patent/US5520247A/en not_active Expired - Lifetime
-
1996
- 1996-09-06 NO NO963734A patent/NO309876B1/no not_active IP Right Cessation
- 1996-09-06 OA OA60886A patent/OA10310A/en unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR9507015A (pt) | 1997-09-09 |
| EP0671549A1 (en) | 1995-09-13 |
| CN1143992A (zh) | 1997-02-26 |
| NO309876B1 (no) | 2001-04-09 |
| EP0749517B1 (en) | 1998-08-26 |
| EG20565A (en) | 1999-08-30 |
| DE69504314T2 (de) | 1999-02-11 |
| AU688877B2 (en) | 1998-03-19 |
| OA10310A (en) | 1997-10-07 |
| NO963734L (no) | 1996-11-04 |
| MX9603924A (es) | 1997-04-30 |
| CA2185020A1 (en) | 1995-09-14 |
| US5520247A (en) | 1996-05-28 |
| NZ282411A (en) | 1997-11-24 |
| DE69504314D1 (de) | 1998-10-01 |
| CA2185020C (en) | 2005-12-27 |
| WO1995024543A1 (en) | 1995-09-14 |
| CN1056211C (zh) | 2000-09-06 |
| NO963734D0 (no) | 1996-09-06 |
| CO4440464A1 (es) | 1997-05-07 |
| AU1950295A (en) | 1995-09-25 |
| MY114261A (en) | 2002-09-30 |
| EP0749517A1 (en) | 1996-12-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2136852C1 (ru) | Способ добычи текучей среды из формации земли | |
| CN102203375B (zh) | 井流动控制系统和方法 | |
| RU96118498A (ru) | Способ добычи жидкости из формации земли | |
| CA2625281C (en) | Field development system and associated methods | |
| US2889880A (en) | Method of producing hydrocarbons | |
| US20090090499A1 (en) | Well system and method for controlling the production of fluids | |
| OJIAMBO | Geothermal exploration in Kenya | |
| Lien et al. | Brage Field, lessons learned after 5 years of production | |
| Jasek et al. | Goldsmith San Andres unit CO2 pilot-design, implementation, and early performance | |
| WO1999060248A1 (en) | Method of producing fluids from an underground reservoir | |
| Hakim et al. | First Successful Controlled Dumpflood in Deepwater Gulf of Mexico Results in Promising Incremental Rate and Recovery | |
| Pucknell et al. | An evaluation of Prudhoe Bay horizontal and high-angle wells after 5 years of production | |
| Ring et al. | Management of Typhoon: A subsea, deepwater development | |
| Kingston et al. | Development planning of the Brent Field | |
| O'Dell | The Athel: a challenging formation in South Oman | |
| Adamson et al. | Design and Implementation of the First Arctic Offshore Waterflood, Endicott Field, Alaska | |
| Tailby et al. | Control of inflow performance in a horizontal well | |
| Al-quaimi et al. | Field-wide Interference Test for Understanding the Hydraulic Communication between Two Stacked Reservoirs | |
| Carlson | Condensation induced water hammer and steam assisted gravity drainage in the Athabasca oil sands | |
| Lipari | An Engineering Challenge Development of South Louisiana's Giant Timbalier Bay Field | |
| Walters | Maximising Well Potential: An Integrated Approach | |
| Neal et al. | Sinkhole progression at the Weeks Island, Louisiana, Strategic Petroleum Reserve (SPR) Site | |
| Zett et al. | Integrated surveillance enhancing quality of decisions and reservoir description in the harding field | |
| Yoelin | Water Injection in the Lower Jones Sands, Huntington Beach Offshore Field | |
| Baklid et al. | CT ESP for Yme, converting the Yme field offshore Norway from a conventional rig-operated field to CT-operated for workover and drilling applications |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20050309 |