RU2379494C1 - Highly viscous oil fields production method - Google Patents
Highly viscous oil fields production method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2379494C1 RU2379494C1 RU2008133830/03A RU2008133830A RU2379494C1 RU 2379494 C1 RU2379494 C1 RU 2379494C1 RU 2008133830/03 A RU2008133830/03 A RU 2008133830/03A RU 2008133830 A RU2008133830 A RU 2008133830A RU 2379494 C1 RU2379494 C1 RU 2379494C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- reservoir
- steam chamber
- production
- wells
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежей высоковязкой нефти горизонтальными скважинами при тепловом воздействии на пласт.The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for developing highly viscous oil deposits by horizontal wells with thermal effects on the reservoir.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий чередование периода закачки в пласт воды через нагнетательную скважину с одновременным отбором пластовых флюидов через добывающие скважины с периодом отбора пластовых флюидов через добывающие скважины при прекращении закачки воды через нагнетательную скважину (Патент РФ №2095549, МПК Е21В 43/22, опубл. 11.05.94). Периодически один раз в 2-3 суток, производят анализ минерализации добываемой воды, при этом закачку воды с одновременным отбором пластовых флюидов ведут до достижения стабильной величины минерализации добываемой воды. Отбор пластовых флюидов при прекращении закачки воды ведут до достижения стабильной величины минерализации добываемой воды, равной минерализации пластовой воды. Данный способ позволяет более точно определить продолжительность циклов закачки воды и отбора пластовых флюидов.A known method of developing a heterogeneous oil reservoir, including alternating the period of injection into the reservoir of water through an injection well with the simultaneous selection of reservoir fluids through production wells with a period of selection of reservoir fluids through production wells upon stopping the injection of water through the injection well (RF Patent No. 2095549, IPC E21B 43 / 22, publ. 05/11/94). Periodically once every 2-3 days, the mineralization of the produced water is analyzed, while water is injected with the simultaneous selection of formation fluids until a stable mineralization of the produced water is achieved. The selection of formation fluids at the cessation of water injection is carried out until a stable mineralization of produced water is achieved, equal to the salinity of the produced water. This method allows you to more accurately determine the duration of the cycles of water injection and selection of reservoir fluids.
Недостатком данного способа является низкая эффективность при разработке залежей высоковязких нефтей методом паротеплового воздействия через горизонтальные скважины.The disadvantage of this method is the low efficiency in the development of deposits of high viscosity oils by the method of steam and heat exposure through horizontal wells.
Известен способ непрерывной добычи вязких углеводородов в гравитационном режиме с нагнетанием нагретых жидкостей (Патент США №4344485, МПК Е21В 43/24; Е21В 43/26, опубл. 25.06.1980 г.). Способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий пару горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин, размещенных параллельно одна над другой в вертикальной плоскости, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб (НКТ); осуществляют закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции и контроль технологических параметров пласта и скважины.A known method for the continuous production of viscous hydrocarbons in gravitational mode with the injection of heated liquids (US Patent No. 4344485, IPC ЕВВ 43/24; ЕВВ 43/26, publ. 06/25/1980). A method for developing a highly viscous oil field, comprising a pair of horizontal production and injection wells located parallel to each other in a vertical plane, equipped with a string of tubing; carry out the injection of coolant, heating the reservoir with the creation of a steam chamber, selecting products and monitoring the technological parameters of the reservoir and the well.
Процесс направлен на придание подвижности и извлечение обычно неподвижной высоковязкой нефти из залежи битуминозного песчаника, которая вскрывается добывающей и нагнетательной скважинами. Первоначально осуществляют нагнетание теплоносителя в нагнетательную скважину с высокой скоростью так, что между скважинами устанавливается тепловая связь и создается нагретая проницаемая (паровая) камера.The process is aimed at mobilizing and extracting normally immovable, highly viscous oil from tar sandstone deposits, which is opened by producing and injection wells. Initially, the coolant is injected into the injection well at a high speed so that a thermal connection is established between the wells and a heated permeable (steam) chamber is created.
На границе камеры пар конденсируется, и тепло передается путем проводимости в более холодные окружающие области. Температура нефти рядом с камерой увеличивается, и она течет вниз вместе с горячим пароконденсатом. Нефть непрерывно удаляется в точке ниже паровой камеры.At the boundary of the chamber, steam condenses and heat is transferred through conduction to colder surrounding areas. The temperature of the oil near the chamber rises, and it flows down along with the hot steam condensate. Oil is continuously removed at a point below the steam chamber.
Теплоноситель заставляет нагретую проницаемую камеру расширяться при непрерывном стоке нефти в добывающую скважину.The coolant causes the heated permeable chamber to expand with continuous flow of oil into the production well.
Добычу ставшей подвижной высоковязкой нефти осуществляют через добывающую скважину.The production of highly viscous mobile oil is carried out through a production well.
В качестве теплоносителя используется пар.Steam is used as a heat carrier.
Добыча нефти регулируется так, что поддерживаются отдельные потоки нефти и воды и устраняется избыточный прорыв пара.Oil production is regulated so that separate flows of oil and water are maintained and excessive steam breakthrough is eliminated.
Используются разные конфигурации скважин для осуществления настоящего изобретения. Следующие элементы являются общими для всех конфигураций: (а) используется добывающая скважина, которая «продолжается» через пласт битуминозного песка или как горизонтальная скважина, или путем создания трещины (или сочетанием того и другого); (b) «тепловая связь» между нагнетательной и добывающей скважинами устанавливается до начала добычи нефти. Двойные концентрические колонны НКТ размещаются внутри обсадной колонны. Внутренняя колонна НКТ располагается в окружающей наружной НКТ большего диаметра.Various well configurations are used to implement the present invention. The following elements are common to all configurations: (a) a production well is used that “extends” through the tar sand or as a horizontal well, or by creating a fracture (or a combination of both); (b) a “thermal bond” between the injection and production wells is established before the start of oil production. Double concentric tubing strings are placed inside the casing. The inner tubing string is located in the surrounding outer tubing of larger diameter.
Дебиты воды и тяжелой нефти тщательно контролируются для обеспечения оптимальной добычи нефти без избыточного прорыва пара.The flow rates of water and heavy oil are carefully monitored to ensure optimal oil production without excessive steam breakthrough.
Недостатком способа является низкая эффективность разработки месторождения высоковязкой нефти из-за отсутствия контроля равномерности прогрева паровой камеры тепловым воздействием.The disadvantage of this method is the low efficiency of the development of a highly viscous oil field due to the lack of control of the uniformity of heating of the steam chamber by thermal exposure.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высовязкой нефти (Патент РФ №2305762, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.09.07 г.) с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам и контроль технологических параметров пласта и скважины. Причем траекторию ствола добывающей горизонтальной скважины размещают не ниже минимального расстояния до подошвы пласта вязкой нефти, или битума, или водобитумного контакта, увеличивающего безводный период эксплуатации скважин. Устанавливают обсадные колонны с фильтром в интервале продуктивного пласта, цементируют затрубное пространство, устанавливают насосно-компрессорные трубы с центраторами.The closest in technical essence is the method of development of a reservoir of viscous oil (RF Patent No. 2305762, IPC ЕВВ 43/24, publ. 09/10/07) using a pair of horizontal injection and production wells, the horizontal sections of which are placed parallel to each other in a vertical the planes of the reservoir, equipped with a string of tubing, allowing simultaneous injection of coolant and selection of products, heating of the reservoir with the creation of a steam chamber, selection of products through production well tubing and control of technological parameters of the reservoir and well. Moreover, the trajectory of the trunk of the producing horizontal well is placed no lower than the minimum distance to the bottom of the reservoir of viscous oil, or bitumen, or water-bitumen contact, which increases the anhydrous period of operation of the wells. Install casing with a filter in the interval of the reservoir, cement the annulus, install tubing with centralizers.
Закачку теплоносителя осуществляют через верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину, одновременно осуществляют отбор продукции через нижнюю горизонтальную скважину.The coolant is pumped through the upper horizontal injection well, while products are taken through the lower horizontal well.
Режим закачки выбирают в зависимости от проницаемости пласта, распространения продуктивных толщин пласта по площади залежи, вязкости нефти или битума. Нагнетаемый теплоноситель стремится в верхнюю часть пласта с образованием паровой камеры. Механизм вытеснения высоковязкой нефти теплоносителем заключается в распространении зоны воздействия по всей площади.The injection mode is selected depending on the permeability of the formation, the distribution of productive thicknesses of the formation over the area of the reservoir, the viscosity of oil or bitumen. The injected coolant tends to the upper part of the formation with the formation of a steam chamber. The mechanism of displacement of highly viscous oil with a coolant is the spread of the impact zone over the entire area.
Периодически определяют объемы нагнетаемого пара и добываемой высоковязкой нефти, обводненность продукции, давление на обоих устьях скважин. Все вышеперечисленные показатели характеризуют работу пласта и скважины и являются технологическими параметрами пласта и скважины, соответственно. При необходимости изменяют режимы закачки пара и выбирают оптимальные режимы отбора высоковязкой нефти.Periodically determine the volumes of injected steam and produced highly viscous oil, water cut, pressure at both wellheads. All of the above indicators characterize the work of the reservoir and well and are the technological parameters of the reservoir and well, respectively. If necessary, change the injection modes of steam and choose the optimal selection modes of high-viscosity oil.
Однако при разработке залежи высоковязкой нефти происходит прорыв конденсата или пластовой воды к добывающей скважине. При этом происходит повышение или снижение температуры вблизи добывающей скважины и снижается равномерность прогрева пласта, сокращается безводный период эксплуатации скважины. Выбор режима закачки по данному способу не позволяет достаточно точно контролировать равномерность прогрева пласта. Кроме того, указанное размещение траектории ствола добывающей скважины ведет к снижению охвата пласта тепловым воздействием.However, during the development of a highly viscous oil deposit, condensate or formation water breaks through to the producing well. In this case, an increase or decrease in temperature near the producing well occurs and the uniformity of heating the formation decreases, and the anhydrous period of operation of the well decreases. The choice of injection mode by this method does not allow to accurately control the uniformity of heating the formation. In addition, the indicated location of the trajectory of the wellbore leads to a decrease in the coverage of the formation by heat.
Недостатком способа является. значительная, энергоемкость,. низкий коэффициент охвата пласта воздействием, низкая эффективность разработки месторождения высоковязкой нефти из-за недостаточного контроля равномерности прогрева паровой камеры.The disadvantage of this method is. significant, energy intensity. low coefficient of reservoir coverage by impact, low efficiency of development of a highly viscous oil field due to insufficient control of the uniformity of heating the steam chamber.
Технической задачей способа разработки залежи высоковязкой нефти является повышение эффективности разработки залежи высоковязкой нефти за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием, повышения точности контроля равномерности прогрева паровой камеры путем регулирования режимов закачки теплоносителя и отбора продукции. Также способ позволяет расширить арсенал технологических средств разработки залежей высоковязкой нефти.The technical task of a method for developing a highly viscous oil deposit is to increase the efficiency of developing a highly viscous oil deposit by increasing the thermal coverage of the formation, increasing the accuracy of monitoring the uniformity of heating of the steam chamber by adjusting the modes of pumping coolant and product selection. Also, the method allows to expand the arsenal of technological tools for the development of deposits of high viscosity oil.
Технический результат достигается способом разработки залежи высоковязкой нефти с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам и контроль технологических параметров пласта и скважины. Новым является то, что окончания колонн насосно-компрессорных труб располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин, прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта с увеличением размеров паровой камеры, в процессе отбора продукции, периодически (2-3 раза в неделю) определяют минерализацию попутно отбираемой воды, анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.The technical result is achieved by the method of developing a highly viscous oil reservoir using a pair of horizontal injection and production wells, the horizontal sections of which are placed parallel to one another in the vertical plane of the reservoir, equipped with a tubing string that allows simultaneous pumping of the coolant and product selection, pumping of the coolant, warming up the productive formation with the creation of a steam chamber, selection of products through the production well by pump-compressor pipe and control of technological parameters of the reservoir and the well. What is new is that the ends of the tubing strings are located at the opposite ends of the conventionally horizontal section of the wells, heating of the productive formation begins with steam injection into both wells, the cross-hole zone of the formation is heated, the viscosity of the highly viscous oil is reduced, and the vapor chamber is created by pumping the coolant that propagates to the upper part of the reservoir with an increase in the size of the steam chamber, in the process of product selection, periodically (2-3 times a week) determine the mineralization along the way oh water, analyze the influence of changes in salinity water sample passing on the uniformity of warming up of the steam chamber and, adjusting salinity water sample is carried out simultaneously uniform heating of the steam chamber by regulating the coolant injection mode selection or production wells to reach a stable value mineralization passing water sample.
На фиг.1a, б представлена схема расположения скважин.On figa, b presents the layout of the wells.
На фиг.2, 3, 4, 5 приведены примеры конкретного исполнения (график зависимости добычи высоковязкой нефти от минерализации попутно отбираемой воды).Figure 2, 3, 4, 5 show examples of specific performance (a graph of the dependence of the production of high-viscosity oil on the salinity of the water taken along the way).
Сущность изобретения.SUMMARY OF THE INVENTION
Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов не имеют в настоящее время альтернативы при разработке нефтяных месторождений высоковязкой нефти и природных битумов. Самыми распространенными среди тепловых методов воздействия на пласт являются паротепловые и парогазовые методы. В первом случае теплоносителем является пар, во втором - парогаз.Thermal recovery methods currently have no alternative when developing high-viscosity oil and natural bitumen oil fields. The most common among the thermal methods of stimulating the formation are steam and gas and vapor-gas methods. In the first case, the coolant is steam, in the second - combined-cycle gas.
Нефтеотдача пласта при закачке в него пара как теплоносителя возрастает за счет снижения вязкости нефти под воздействием тепла, ее термического расширения, дистилляции остаточной нефти паром, благоприятного изменения подвижностей и фазовых проницаемостей для нефти и воды, проявления эффекта газонапорного режима.Oil recovery when steam is injected into it as a heat carrier increases due to a decrease in oil viscosity under the influence of heat, its thermal expansion, distillation of residual oil by steam, a favorable change in mobility and phase permeability for oil and water, and the manifestation of the effect of a gas-pressure regime.
На залежи высоковязкой нефти с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, осуществляют закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам и контроль технологических параметров пласта и скважины.On a highly viscous oil reservoir using a pair of horizontal injection and production wells, the horizontal sections of which are parallel to one another in the vertical plane of the reservoir, equipped with a tubing string that allow the coolant to be pumped and the product to be pumped, the coolant will be pumped, the reservoir will be heated with the creation of a steam chamber, the selection of products through a production well through tubing and control of technological reservoir and well parameters.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти эффективен при использовании как минимум одной пары одно- или двухустьевых горизонтальных скважин.The method for developing a highly viscous oil reservoir is effective when using at least one pair of one- or two-well horizontal wells.
В случае использование двухустьевых горизонтальных скважин колонну насосно-компрессорных труб спускают с каждого устья, и концы их располагают напротив начала и окончания условно горизонтального участка скважины (фиг.1а).In the case of using double-mouth horizontal wells, a tubing string is lowered from each wellhead, and their ends are opposite the beginning and end of a conventionally horizontal section of the well (Fig. 1a).
В случае использования одноустьевых горизонтальных скважин спускают две параллельные колонны насосно-компрессорных труб, концы которых также размещают напротив начала и окончания условно горизонтального участка скважины (фиг.1б). Когда технически сложно установить пару параллельно размещенных НКТ, скважины могут оснащаться вместо НКТ непрерывной (гибкой) трубой.In the case of using single-mouth horizontal wells, two parallel columns of tubing are lowered, the ends of which are also placed opposite the beginning and end of the conventionally horizontal section of the well (Fig. 1b). When it is technically difficult to install a pair of parallel tubing, wells can be equipped with a continuous (flexible) pipe instead of tubing.
Схемы расположения скважин и размещения НКТ, представленные на фиг.1а и фиг.1б включают добывающую скважину 1 и нагнетательную скважину 2, вскрывающих продуктивный пласт 3 с выходом и без выхода на дневную поверхность. Скважины пробурены таким образом, что условно горизонтальный участок 4 скважины 2 находится над условно горизонтальным участком 5 скважины 1 в одной вертикальной плоскости на расстоянии друг от друга. Скважина 2 используется для закачки теплоносителя в пласт, скважина 1 - для добычи высоковязкой нефти. Скважины оснащены колоннами насосно-компрессорных труб 6, спущенных с разных устьев двухустьевой скважины (фиг.1а) и спущенных параллельно в одноустьевой скважине (фиг 1б). Концы НКТ располагают напротив начала и окончания условно горизонтального участка скважины, что позволяет вести закачку теплоносителя и отбор продукции одновременно из двух точек. Размещение НКТ предлагаемым способом обеспечивает увеличение охвата пласта тепловым воздействием. Скважина 1 включает в себя насосы 7 для подъема высоковязкой нефти на поверхность. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания теплоносителя (пара) в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры. Процесс паротеплового воздействия начинается со стадии предподогрева, в течение которой проводится циркуляция пара в обеих скважинах. За счет кондуктивного переноса тепла разогревается межскважинная зона пласта (зона между добывающей и нагнетательной скважинами), при этом снижается вязкость высоковязкой нефти, происходит ее термическое расширение, повышается ее подвижность. Затем в процессе добычи высоковязкой нефти в нагнетательную скважину закачивается пар, который из-за разности плотностей стремится к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой высоковязкой нефтью под действием силы тяжести стекает к добывающей скважине.The layout of the wells and the location of the tubing shown in figa and figb include production well 1 and injection well 2, revealing the
Отбор продукции производят с двух противоположных концов условно горизонтального участка добывающей скважины. В отбираемой продукции кроме высоковязкой нефти и сконденсированной воды присутствует попутно отбираемая пластовая вода с высокой минерализацией. Минерализация пластовой воды при смешении с конденсатом снижается, и минерализация попутно отбираемой воды имеет промежуточное значение. Минерализация пара, и соответственно конденсата, близка к нулю, т.е. Сп<1 г/л, минерализация пластовой воды может достигать Сп.в.=100 г/л. Минерализация попутно отбираемой воды может изменяться в интервале от 1 до 100 г/л в зависимости от стадии разработки залежи высоковязкой нефти.Products are selected from two opposite ends of a conventionally horizontal section of a producing well. In addition to high-viscous oil and condensed water, in the selected products there is also a collectable produced water with high salinity. The mineralization of produced water when mixed with condensate is reduced, and the mineralization of the associated water taken is of intermediate value. Mineralization of steam, and therefore condensate, is close to zero, i.e. With p <1 g / l, the mineralization of produced water can reach Sp.v. = 100 g / l. The mineralization of the water taken along can vary in the range from 1 to 100 g / l, depending on the stage of development of the high-viscosity oil reservoir.
При постоянстве закачки и отбора устанавливается равновесное соотношение между количеством добытой высоковязкой нефти и минерализацией попутно отбираемой воды. Величина этой минерализации называется равновесным значением минерализации. О нарушении этого равновесия свидетельствует изменение минерализации попутно отбираемой воды. В процессе отбора продукции периодически 2-3 раза в неделю определяют минерализацию попутно отбираемой воды, анализируют изменения минерализации попутно отбираемой воды, при этом строят график зависимости добычи высоковязкой нефти от минерализации попутно отбираемой воды.With constant injection and selection, an equilibrium relationship is established between the amount of highly viscous oil produced and the mineralization of the water taken along the way. The magnitude of this mineralization is called the equilibrium mineralization value. A violation of this equilibrium is evidenced by a change in the mineralization of the water taken along. In the process of product selection periodically, 2-3 times a week, the mineralization of associated water is determined, changes in the mineralization of associated water are analyzed, and a graph of the dependence of high-viscosity oil production on the mineralization of associated water is plotted.
Увеличение минерализации попутно отбираемой воды более чем на 10% по сравнению с равновесным значением минерализации свидетельствует об увеличении отбора пластовой воды, температура которой находится в интервале 5-15°С. Как следствие происходит снижение температуры вблизи добывающей скважины и межскважинной зоны пласта, что ведет к неравномерности прогрева паровой камеры и к уменьшению охвата пласта паротепловым воздействием. Снижение температуры вблизи добывающей скважины и межскважинной зоны ведет к увеличению вязкости добываемой высоковязкой нефти, что, в свою очередь, ведет к снижению количества добытой высоковязкой нефти и, как следствие, к снижению эффективности паротеплового воздействия в целом.An increase in the salinity of water taken in by more than 10% compared to the equilibrium mineralization value indicates an increase in the production of produced water, the temperature of which is in the range of 5-15 ° C. As a result, there is a decrease in temperature near the producing well and the inter-well zone of the formation, which leads to uneven heating of the steam chamber and to a decrease in the coverage of the formation by heat and steam. A decrease in temperature near the producing well and inter-well zone leads to an increase in the viscosity of the produced highly viscous oil, which, in turn, leads to a decrease in the amount of produced highly viscous oil and, as a result, to a decrease in the efficiency of the steam and thermal exposure as a whole.
Для того чтобы снизить минерализацию попутно отбираемой воды и повысить температуру вблизи добывающей скважины и в межскважинной зоне и тем самым увеличить равномерность прогрева паровой камеры, необходимо увеличить объем закачки пара или уменьшить отбор продукции и, соответственно, уменьшается при этом и объем попутно отбираемой воды. С ростом объема закачки пара происходит увеличение стабильного прогрева всего объема паровой камеры и прекращается дальнейшее снижение температуры вблизи добывающей скважины и в межскважинной зоне. Также при этом происходит разбавление пластовой воды стекающим конденсатом и минерализация попутно отбираемой воды снижается. После восстановления равномерности прогрева паровой камеры вновь устанавливается равновесное соотношение между количеством добытой высоковязкой нефти и минерализацией попутно отбираемой воды, но необязательно на прежнем уровне, о чем свидетельствует график зависимости добычи высоковязкой нефти от минерализации попутно отбираемой воды.In order to reduce the mineralization of the water taken along the way and to increase the temperature near the producing well and in the inter-well zone and thereby increase the uniformity of heating the steam chamber, it is necessary to increase the volume of steam injection or to reduce the production rate and, accordingly, the volume of water taken along with it is also reduced. With an increase in the volume of steam injection, an increase in the stable heating of the entire volume of the steam chamber occurs and a further decrease in temperature near the producing well and in the interwell zone stops. Also, at the same time, the formation water is diluted with flowing condensate and the mineralization of associated water is reduced. After the uniformity of heating the steam chamber is restored, the equilibrium relationship between the amount of produced highly viscous oil and the mineralization of associated water is again established, but not necessarily at the same level, as evidenced by the graph of the dependence of the production of high-viscosity oil on the mineralization of associated water.
Снижение минерализации попутно отбираемой воды более чем на 10%, по сравнению с равновесным значением, также свидетельствует о неравномерности прогрева паровой камеры, т.к. при этом происходит преждевременный прорыв пара к добывающей скважине. А это ведет к непроизводительному расходу пара и, следовательно, к увеличению энергетических затрат. Прорыв пара к добывающей скважине чреват также выходом технологического оборудования из строя из-за воздействия высоких температур. Поэтому при снижении минерализации попутно отбираемой воды требуется уменьшить объем закачки пара или увеличить отбор продукции. С увеличением отбора продукции, соответственно, увеличивается объем попутно отбираемой холодной пластовой воды с повышенной минерализацией и, следовательно, увеличивается минерализация попутно отбираемой воды. Так как температура пластовой воды, как было указано ранее, порядка 5-15°С, то увеличение ее отбора приведет к снижению температуры вблизи добывающей скважины и в межскважинной зоне. Увеличение отбора продукции продолжается до установления равновесного соотношения между количеством добытой высоковязкой нефти и минерализацией попутно отбираемой воды, об установлении равновесия судят по графику зависимости добычи высоковязкой нефти от минерализации попутно отбираемой воды.The decrease in mineralization of water taken by the way by more than 10%, compared with the equilibrium value, also indicates the uneven heating of the steam chamber, because in this case, a premature breakthrough of steam to the production well occurs. And this leads to unproductive steam consumption and, consequently, to an increase in energy costs. A breakthrough of steam to the producing well is also fraught with the failure of technological equipment due to exposure to high temperatures. Therefore, with a decrease in the mineralization of the water taken along the way, it is necessary to reduce the volume of steam injected or increase the selection of products. With an increase in the selection of products, accordingly, the volume of incidentally extracted cold formation water with increased salinity increases, and, consequently, the mineralization of incidentally extracted water increases. Since the temperature of formation water, as mentioned earlier, is about 5-15 ° C, an increase in its selection will lead to a decrease in temperature near the producing well and in the interwell zone. The increase in product selection continues until an equilibrium relationship is established between the amount of high-viscosity oil produced and the mineralization of the water taken in-by, and the establishment of equilibrium is judged by the graph of the dependence of high-viscosity oil production on the mineralization of the water taken in-by.
Известен способ контроля равномерности прогрева паровой камеры по показаниям термодатчиков, но из-за частого выхода их из строя снижается эффективность контроля за процессом.A known method of controlling the uniformity of heating the steam chamber according to the readings of temperature sensors, but due to their frequent failure, the efficiency of the process control decreases.
Из всего вышесказанного следует, что способ разработки залежей высоковязкой нефти позволяет осуществить регулирование режимов закачки теплоносителя и отбора продукции на основе анализа минерализации попутно отбираемой воды, является очень простым и эффективным способом контроля равномерности прогрева паровой камеры и повышения эффективности нефтеизвлечения месторождения высоковязкой нефти.From all of the above, it follows that the method of developing high-viscosity oil deposits allows controlling the modes of coolant injection and product selection based on the analysis of mineralization of associated water, is a very simple and effective way to control the uniformity of heating the steam chamber and increase the efficiency of oil recovery of high-viscosity oil deposits.
Пример конкретного выполнения. An example of a specific implementation.
Пример 1. На опытном участке Ашальчинского месторождения высоковязкой нефти, находящемся на глубине 90 м, представленным неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм2, с нефтью, имеющей плотность 960 кг/м3 и вязкость 22000 мПа·с, пробурена пара горизонтальных двухустьевых скважин (фиг.1а), которая состоит из нагнетательной скважины и добывающей скважины, горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта и оснащены колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции. До начала освоения добывающей горизонтальной скважины осуществлен прогрев межскважинной зоны путем одновременной циркуляции пара в каждой из указанных скважин. В процессе добычи высоковязкой нефти в нагнетательную скважину закачивается пар, который, распространяясь вверх, создает увеличивающуюся в размерах паровую камеру. В процессе отбора продукции периодически (2-3 раза в неделю) определяют минерализацию попутно отбираемой воды и стоят график зависимости добычи высоковязкой нефти от минерализации попутно отбираемой воды (фиг.2). На начальном этапе разработки залежи высоковязкой нефти в период с 15.03.07 по 20.03.07 наблюдается равновесное соотношение между количеством добытой высоковязкой нефти и минерализацией попутно отбираемой воды, что свидетельствует о равномерности прогрева паровой камеры. Дебит высоковязкой нефти составляет 12 м3 /сут, минерализация колеблется в интервале 2,15-2,3 г/л. Равновесная (средняя) величина минерализации равна 2,2 г/л. Анализ минерализации попутно отбираемой воды, проведенный 25.03.07, показал, что наблюдается рост минерализации от 2,3 г/л (от 20.03.07) до 3,1 г/л или на 34,8%, при этом снизилась добыча высоковязкой нефти с 12 м3/сут до 6 м3/сут. Это говорит о том, что увеличился приток холодной пластовой воды, который способствовал снижению температуры и подвижности высоковязкой нефти и снижению равномерности прогрева паровой камеры. Объем закачки пара на этот момент составлял 44 м3/сут На основе проведенного анализа было принято решение - увеличить объем закачки пара. С 25.03.07 до 30.03.07 объем закачиваемого пара увеличился до 60 м3/сут (фиг.2).Example 1. At the experimental site of the Ashalchinsky high-viscosity oil field, located at a depth of 90 m, represented by heterogeneous formations with a thickness of 20-30 m with a temperature of 8 ° C, a pressure of 0.5 MPa, an oil saturation of 0.70 units, a porosity of 30%, with a permeability of 2.65 μm 2 , with oil having a density of 960 kg / m 3 and a viscosity of 22,000 mPa · s, a pair of horizontal double-well wells (Fig. above another in the vertical plane pr inductive reservoir and equipped with a string of tubing, allowing simultaneous injection of coolant and selection of products. Prior to the development of the producing horizontal well, the inter-well zone was heated by simultaneously circulating steam in each of these wells. During the production of high-viscosity oil, steam is injected into the injection well, which, propagating upward, creates an increasing in size steam chamber. In the process of product selection periodically (2-3 times a week) determine the mineralization of the water taken in parallel and there is a graph of the dependence of the production of high-viscosity oil on the mineralization of the water taken in parallel (Fig. 2). At the initial stage of development of a highly viscous oil deposit, from March 15, 2007 to March 20, 07, an equilibrium ratio is observed between the amount of produced high-viscosity oil and the salinity of the water taken along, which indicates the uniformity of heating of the steam chamber. The rate of high-viscosity oil is 12 m 3 / day, mineralization varies in the range of 2.15-2.3 g / l. The equilibrium (average) mineralization value is 2.2 g / l. An analysis of the mineralization of associated water taken on March 25, 2007 showed that there is an increase in mineralization from 2.3 g / l (from March 20, 07) to 3.1 g / l or by 34.8%, while production of high-viscosity oil decreased from 12 m 3 / day to 6 m 3 / day. This suggests that the influx of cold formation water increased, which contributed to lowering the temperature and mobility of high-viscosity oil and reducing the uniformity of heating the steam chamber. The steam injection volume at this moment was 44 m 3 / day. Based on the analysis, it was decided to increase the steam injection volume. From March 25, 2007 to March 30, 2007, the volume of injected steam increased to 60 m 3 / day (Fig. 2).
После этого минерализация попутно отбираемой воды начала снижаться и достигла 30.03.07 значения 2,28 г/л и добыча высоковязкой нефти тоже возросла до 11,3 м3/сут. В дальнейшем наблюдалась стабилизация добычи высоковязкой нефти на уровне 11 м3/сут, и минерализация менялась незначительно в интервале 2,28-2,4 г/л.After that, the mineralization of the water taken off started to decrease and reached the value of 2.28 g / l on March 30, 2007, and the production of high-viscosity oil also increased to 11.3 m 3 / day. Subsequently, stabilization of the production of high-viscosity oil was observed at the level of 11 m 3 / day, and mineralization changed insignificantly in the range of 2.28-2.4 g / l.
На фиг.4 представлен график изменения минерализации попутно отбираемой воды и добычи высоковязкой нефти во времени. В период времени с 24.08.07 по 04.09.07 минерализация попутно отбираемой воды увеличилась от 3,7 г/л до 4,5 г/л, прирост составил 22%. Среднесуточная добыча высоковязкой нефти снизилась с 12,7 м3/сут до 10,5 м3/сут, что свидетельствует об охлаждении паровой камеры. Чтобы выровнять равномерность прогрева паровой камеры, уменьшили отбор попутно отбираемой воды с 99 м3/сут до 86 м3/сут. После этого минерализация попутно отбираемой воды стала вновь постепенно снижаться и достигла величины 3,8 г/л, добыча высоковязкой нефти при этом стала расти и стабилизировалась на отметке 12,9 м3/сут.Figure 4 presents a graph of changes in mineralization of the associated water taken and production of high-viscosity oil over time. In the period from August 24, 2007 to September 4, 2007, the mineralization of water taken in by the way increased from 3.7 g / l to 4.5 g / l, an increase of 22%. The average daily production of high-viscosity oil decreased from 12.7 m 3 / day to 10.5 m 3 / day, which indicates the cooling of the steam chamber. In order to even out the uniformity of the heating of the steam chamber, the selection of associated water was reduced from 99 m 3 / day to 86 m 3 / day. After that, the mineralization of the water taken off gradually began to gradually decrease again and reached a value of 3.8 g / l, while the production of high-viscosity oil began to grow and stabilized at around 12.9 m 3 / day.
Пример 2. На опытном участке месторождения высоковязкой нефти, находящемся на глубине 90 м, представленным неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм2, с нефтью, имеющей плотность 960 кг/м3 и вязкость 22000 мПа·с, пробурена пара горизонтальных одноустьевых скважин (фиг.1б).Example 2. At the experimental site of a highly viscous oil field located at a depth of 90 m, represented by heterogeneous formations with a thickness of 20-30 m with a temperature of 8 ° C, a pressure of 0.5 MPa, an oil saturation of 0.70 units, a porosity of 30%, and permeability 2.65 μm 2 , with oil having a density of 960 kg / m 3 and a viscosity of 22,000 mPa · s, a pair of horizontal single-well wells were drilled (Fig. 1b).
В период с 07.06.07 по 22.06.07 наблюдается равновесное соотношение между количеством добытой высоковязкой нефти (12-12,8 м3/сут) и минерализацией попутно отбираемой воды (3,58-3,45 г/л). Равновесная (средняя) величина минерализации равна 3,52 г/л. Анализ следующей пробы попутно отбираемой воды показал, что к 27.06.07 минерализация резко снизилась и достигла величины 2,2 г/л, изменение минерализации составило 37% от равновесной величины. Это свидетельствует о том, что произошел преждевременный прорыв пара к добывающей скважине, что привело к снижению охвата пласта воздействием, к снижению равномерности прогрева паровой камеры и к непроизводительному расходу теплоносителя. Чтобы нормализовать минерализацию и, соответственно, температуру вблизи добывающей скважины, начиная с 27.06.07, увеличили отбор жидкости с 86,1 м3/сут до 99 м3/сут. Минерализация нормализовалась к 07.07.07 и составила 3,45 г/л. Добыча высоковязкой нефти в первый момент после прорыва пара снизилась, а затем после увеличения отбора стабилизировалась, оставаясь на уровне 13,5 м3/сут (фиг.3).In the period from 06/07/07 to 06/22/07 there is an equilibrium ratio between the amount of produced highly viscous oil (12-12.8 m 3 / day) and the salinity of the water taken along (3.58-3.45 g / l). The equilibrium (average) mineralization value is 3.52 g / l. The analysis of the next sample of water taken along the way showed that by June 27, 07, mineralization had sharply decreased and reached 2.2 g / l, the change in mineralization was 37% of the equilibrium value. This indicates that there was a premature breakthrough of steam to the production well, which led to a decrease in the coverage of the formation by impact, to a decrease in the uniformity of heating of the steam chamber and to unproductive flow of coolant. In order to normalize the mineralization and, accordingly, the temperature near the producing well, starting from June 27, 07, we increased the fluid withdrawal from 86.1 m 3 / day to 99 m 3 / day. Mineralization normalized by 07.07.07 and amounted to 3.45 g / l. The production of high-viscosity oil at the first moment after the breakthrough of steam decreased, and then, after an increase in production, it stabilized, remaining at the level of 13.5 m 3 / day (Fig. 3).
Пример 3. На фиг.5 представлен график изменения минерализации попутно отбираемой воды и добычи высоковязкой нефти во времени. До 26.06.08 наблюдалось равновесное соотношение между добычей высоковязкой нефти и минерализацией попутно отбираемой воды. Вследствие прорыва пара снизились минерализация попутно отбираемой воды и дебит высоковязкой нефти. Для восстановления равновесия уменьшили объем закачки пара с 80 м3/сут до 65 м3/сут. Минерализация при этом возросла до величины 3,1 г/л 07.07.07 и в дальнейшем держалась на этом уровне. Дебит высоковязкой нефти постепенно увеличился до значения 9,2 м3/сут.Example 3. Figure 5 presents a graph of the changes in the salinity of the water taken simultaneously and the production of high-viscosity oil over time. Until 06/26/08, an equilibrium ratio was observed between the production of high-viscosity oil and the mineralization of the water taken along the way. As a result of steam breakthrough, the mineralization of associated water and the flow rate of high-viscosity oil decreased. To restore equilibrium, the steam injection volume was reduced from 80 m 3 / day to 65 m 3 / day. At the same time, mineralization increased to 3.1 g / l on 07/07/07 and then remained at that level. The flow rate of high-viscosity oil gradually increased to a value of 9.2 m 3 / day.
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти позволяет повысить эффективность разработки месторождения высоковязкой нефти за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием, повышения точности контроля равномерности прогрева паровой камеры путем регулирования режимов закачки теплоносителя и отбора продукции.The proposed method for developing a highly viscous oil deposit allows increasing the efficiency of developing a highly viscous oil field by increasing the thermal coverage of the formation, increasing the accuracy of monitoring the uniformity of heating of the steam chamber by regulating the modes of coolant injection and product selection.
Claims (1)
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008133830/03A RU2379494C1 (en) | 2008-08-15 | 2008-08-15 | Highly viscous oil fields production method |
| CA2675160A CA2675160C (en) | 2008-08-15 | 2009-08-07 | Method of heavy oil production |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008133830/03A RU2379494C1 (en) | 2008-08-15 | 2008-08-15 | Highly viscous oil fields production method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2379494C1 true RU2379494C1 (en) | 2010-01-20 |
Family
ID=41697630
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008133830/03A RU2379494C1 (en) | 2008-08-15 | 2008-08-15 | Highly viscous oil fields production method |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| CA (1) | CA2675160C (en) |
| RU (1) | RU2379494C1 (en) |
Cited By (27)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2444618C2 (en) * | 2010-05-13 | 2012-03-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение "Национальный исследовательский центр "Курчатовский институт" | Development method of heavy oil deposit |
| RU2468194C1 (en) * | 2011-06-01 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections |
| RU2468193C1 (en) * | 2011-06-08 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit in multiple-formation layer-by-layer nonhomogeneous header |
| RU2469186C1 (en) * | 2011-06-27 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
| RU2469185C1 (en) * | 2011-07-08 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
| RU2471972C1 (en) * | 2011-06-01 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of ultraviscous oil deposit |
| RU2473796C1 (en) * | 2011-06-16 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of superviscous oil deposit in layer-by-layer non-homogeneous manifold with partial vertical connectivity |
| RU2483206C1 (en) * | 2011-12-16 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| RU2498059C1 (en) * | 2012-05-12 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil lifting or thermal formation treatment and device for its implementation |
| RU2514044C1 (en) * | 2012-12-03 | 2014-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil pool development |
| RU2527984C1 (en) * | 2013-03-29 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of ultraviscous oil deposit |
| RU2531412C1 (en) * | 2013-07-16 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of superviscous oil field development |
| RU2550635C1 (en) * | 2014-04-22 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method for high-viscosity oil or bitumen field |
| RU2583469C1 (en) * | 2014-12-24 | 2016-05-10 | Тал Ойл Лтд. | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen |
| RU2584437C1 (en) * | 2015-06-23 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil |
| RU2610966C1 (en) * | 2016-01-28 | 2017-02-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Highly viscous oil or bitumen field development method |
| RU2623407C1 (en) * | 2016-07-26 | 2017-06-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of bitumen field development |
| RU2625127C1 (en) * | 2016-06-11 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Excavation method of high viscous oil deposits with gas cap |
| RU2652245C1 (en) * | 2017-03-13 | 2018-04-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing the bituminous oil deposit |
| US9982522B2 (en) | 2016-04-12 | 2018-05-29 | Tal Oil Ltd. | Method of development of a deposit of high-viscosity oil or bitumen |
| RU2663526C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells |
| RU2663528C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil |
| RU2678738C1 (en) * | 2018-03-21 | 2019-01-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method |
| RU2686768C1 (en) * | 2018-08-01 | 2019-04-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of super-viscous oil and/or bitumen deposit in compacted and clogged reservoirs (versions) |
| RU2689102C2 (en) * | 2017-10-13 | 2019-05-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
| RU2695478C1 (en) * | 2018-11-01 | 2019-07-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil |
| RU2795285C1 (en) * | 2022-11-25 | 2023-05-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing superviscous oil deposits |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9777563B2 (en) | 2013-09-30 | 2017-10-03 | Chevron U.S.A. Inc. | Natural gas hydrate reservoir heating |
-
2008
- 2008-08-15 RU RU2008133830/03A patent/RU2379494C1/en active
-
2009
- 2009-08-07 CA CA2675160A patent/CA2675160C/en active Active
Cited By (27)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2444618C2 (en) * | 2010-05-13 | 2012-03-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение "Национальный исследовательский центр "Курчатовский институт" | Development method of heavy oil deposit |
| RU2468194C1 (en) * | 2011-06-01 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections |
| RU2471972C1 (en) * | 2011-06-01 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of ultraviscous oil deposit |
| RU2468193C1 (en) * | 2011-06-08 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit in multiple-formation layer-by-layer nonhomogeneous header |
| RU2473796C1 (en) * | 2011-06-16 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of superviscous oil deposit in layer-by-layer non-homogeneous manifold with partial vertical connectivity |
| RU2469186C1 (en) * | 2011-06-27 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
| RU2469185C1 (en) * | 2011-07-08 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
| RU2483206C1 (en) * | 2011-12-16 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| RU2498059C1 (en) * | 2012-05-12 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil lifting or thermal formation treatment and device for its implementation |
| RU2514044C1 (en) * | 2012-12-03 | 2014-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil pool development |
| RU2527984C1 (en) * | 2013-03-29 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of ultraviscous oil deposit |
| RU2531412C1 (en) * | 2013-07-16 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of superviscous oil field development |
| RU2550635C1 (en) * | 2014-04-22 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method for high-viscosity oil or bitumen field |
| RU2583469C1 (en) * | 2014-12-24 | 2016-05-10 | Тал Ойл Лтд. | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen |
| RU2584437C1 (en) * | 2015-06-23 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil |
| RU2610966C1 (en) * | 2016-01-28 | 2017-02-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Highly viscous oil or bitumen field development method |
| US9982522B2 (en) | 2016-04-12 | 2018-05-29 | Tal Oil Ltd. | Method of development of a deposit of high-viscosity oil or bitumen |
| RU2625127C1 (en) * | 2016-06-11 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Excavation method of high viscous oil deposits with gas cap |
| RU2623407C1 (en) * | 2016-07-26 | 2017-06-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of bitumen field development |
| RU2652245C1 (en) * | 2017-03-13 | 2018-04-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing the bituminous oil deposit |
| RU2663526C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells |
| RU2663528C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil |
| RU2689102C2 (en) * | 2017-10-13 | 2019-05-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
| RU2678738C1 (en) * | 2018-03-21 | 2019-01-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method |
| RU2686768C1 (en) * | 2018-08-01 | 2019-04-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of super-viscous oil and/or bitumen deposit in compacted and clogged reservoirs (versions) |
| RU2695478C1 (en) * | 2018-11-01 | 2019-07-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil |
| RU2795285C1 (en) * | 2022-11-25 | 2023-05-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing superviscous oil deposits |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2675160A1 (en) | 2010-02-15 |
| CA2675160C (en) | 2011-11-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| RU2340768C2 (en) | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells | |
| US8056624B2 (en) | In Situ heavy oil and bitumen recovery process | |
| US7422063B2 (en) | Hydrocarbon recovery from subterranean formations | |
| US5289881A (en) | Horizontal well completion | |
| RU2305762C1 (en) | Method for viscous oil or bitumen deposit field development | |
| RU2455475C1 (en) | Method of development of high-viscosity oil fields with strata of small thickness by way of cyclic injection of solvent and steam into single inclined wells | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| CA2766838C (en) | Enhancing the start-up of resource recovery processes | |
| CA2867873C (en) | Methods and systems for downhole thermal energy for vertical wellbores | |
| US8770289B2 (en) | Method and system for lifting fluids from a reservoir | |
| CA2744749C (en) | Basal planer gravity drainage | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2412342C1 (en) | Procedure for development of deposit of heavy oil or bitumen with control of pumping heat carrier into well | |
| RU2555713C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2468194C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections | |
| RU2527984C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
| RU2206728C1 (en) | Method of high-viscocity oil production | |
| CA2890491C (en) | Hydrocarbon recovery start-up process | |
| RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
| RU2550635C1 (en) | Development method for high-viscosity oil or bitumen field | |
| CA2776704C (en) | Modified steam and gas push with additional horizontal production wells to enhance heavy oil/bitumen recovery process | |
| RU2678738C1 (en) | Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method | |
| RU2514044C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development |