RU2468194C1 - Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections - Google Patents
Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections Download PDFInfo
- Publication number
- RU2468194C1 RU2468194C1 RU2011122330/03A RU2011122330A RU2468194C1 RU 2468194 C1 RU2468194 C1 RU 2468194C1 RU 2011122330/03 A RU2011122330/03 A RU 2011122330/03A RU 2011122330 A RU2011122330 A RU 2011122330A RU 2468194 C1 RU2468194 C1 RU 2468194C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- well
- reservoir
- steam chamber
- tubing string
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла, сложенной из пластов с малой толщиной продуктивного пласта.The invention relates to the development of deposits of super-viscous oil using heat composed of formations with a small thickness of the reservoir.
Известен «Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин» (патент РФ №2340768, МПК 8 E21B 43/24, опубл. в бюл. №32 от 10.12.2008 г.), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, при этом прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).The well-known "Method for the development of a heavy oil or bitumen deposit using double-well horizontal wells" (RF patent No. 2340768, IPC 8 E21B 43/24, published in bulletin No. 32 of 12/10/2008), including the injection of coolant through a double-mouth horizontal injection well, warming up the productive formation with the creation of a steam chamber and taking products through a two-well horizontal production well, while heating the productive formation begins with steam injection in both wells, heats the inter-well zone of the formation, reduces the viscosity FTI or bitumen, and the steam chamber is created by pumping coolant with the possibility of punching the latter to the top of the reservoir and increasing the size of the steam chamber during the production process, in which thermograms of the steam chamber are taken, the state of its heating for uniform heating and the presence of temperature peaks are analyzed, and Taking into account the obtained thermograms, the steam chamber is uniformly heated by changing the filtration direction and / or the modes of coolant injection and product selection, while the injection volume coolant through the mouth of the injection well and / or selection of products through the mouth of the production well at a ratio change,%: (10-90) :( 90-10).
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, большие финансовые затраты на строительство двухустьевой скважины (стоимость строительства двухустьевой скважины в три раза дороже в сравнении с одноустьевой скважиной);- firstly, high financial costs for the construction of a double-well well (the cost of building a double-well well is three times more expensive than a single-well well);
- во-вторых, большие материальные затраты, связанные с тем, что термодатчики размещены по всей длине стволов двухустьевых скважин;- secondly, high material costs associated with the fact that the temperature sensors are placed along the entire length of the shafts of the double-well wells;
- в-третьих, для эффективного осуществления данного способа необходимо изменять объемы закачки и отбора, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10);- thirdly, for the effective implementation of this method, it is necessary to change the volumes of injection and selection, while the volume of injection of the coolant through the mouth of the injection well and / or the selection of products through the mouth of the producing well is changed in the ratio,%: (10-90) :( 90- 10);
- в-четвертых, горизонтальные стволы не позволяют создать эффективную паровую камеру в пластах со сверхвязкой нефтью при их малой толщине, вследствие того, что горизонтальные стволы расположены друг над другом в одной вертикальной плоскости.- fourthly, horizontal shafts do not allow creating an effective steam chamber in formations with super-viscous oil at their small thickness, due to the fact that the horizontal shafts are located one above the other in the same vertical plane.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин (патент RU №2379494, МПК 8 E21B 43/24, опуб. 20.01.2010 г. в бюл. №2), 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, при этом 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 closest in technical essence is a method of developing a highly viscous oil reservoir using a pair of horizontal injection and production wells (patent RU No. 2379494, IPC 8 E21B 43/24, published on January 20, 2010 in Bull. No. 2), the horizontal sections of which are located parallel to one another in the vertical plane of the reservoir, equipped with a string of tubing, allowing simultaneous injection of coolant and selection of products, injection of coolant, heating of the reservoir with the creation of a steam chamber, selection of products through the production well through tubing and control of the technological parameters of the formation and the well, while the ends of the columns of tubing are located at opposite ends of the conventionally horizontal section of the wells, heating of the producing formation begins with steam injection into both wells, and the cross-hole zone of the formation is heated , reduce the viscosity of highly viscous oil, and the steam chamber is created by pumping a coolant, propagating to the upper part of the reservoir with increasing size in the steam chamber, in the process of product selection, periodically, 2-3 times a week, determine the mineralization of the water taken along the way, analyze the effect of changes in the mineralization of the water taken along on the uniformity of heating the steam chamber, and taking into account the changes in the mineralization of the water taken along the way, the steam chamber is uniformly heated by regulation of the coolant injection mode or selection of well production until a stable mineralization value of the water taken along the way is achieved.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, небольшая площадь прогрева продуктивного пласта сверхвязкой нефти, связанная с конструкцией горизонтальной скважины и обусловленная тем, что в большей степени прогревается только приствольная часть горизонтального участка и, как следствие, малый объем паровой камеры, что снижает объем разогретой вязкой нефти, подлежащей отбору на поверхность;- firstly, a small area of heating of the productive reservoir of super-viscous oil associated with the construction of a horizontal well and due to the fact that only the near-barrel part of the horizontal section and, as a result, the small volume of the steam chamber are heated to a greater extent, which reduces the volume of heated viscous oil to be selection to the surface;
- во-вторых, низкая эффективность применения данного способа в продуктивных пластах с высоковязкой нефтью малой толщины (2-7 метров) из-за того, что горизонтальные участки размещены параллельно один над другим в одной вертикальной плоскости продуктивного пласта, поэтому в продуктивных пластах с малой толщиной из-за небольшого расстояния между горизонтальными участками их практически невозможно пробурить, а если это удается, то невозможно создать эффективную паровую камеру, поскольку близость расположения горизонтальных стволов в процессе разработки будет способствовать не разогреву и расширению паровой камеры, а прямому прорыву теплоносителя (пара) из горизонтального ствола нагнетательной скважины в горизонтальный ствол добывающей скважины;- secondly, the low efficiency of the application of this method in productive formations with high-viscosity oil of small thickness (2-7 meters) due to the fact that horizontal sections are placed parallel to one another in the same vertical plane of the productive formation, therefore, in productive formations with a small due to the small distance between the horizontal sections, it is almost impossible to drill them, and if this succeeds, it is impossible to create an effective steam chamber, since the proximity of the horizontal shafts in the process lo develop will not contribute to the heating and vapor expansion chamber and to direct breakthrough coolant (steam) from the horizontal wellbore of an injection well bore in the horizontal production well;
- в-третьих, большие материальные и финансовые затраты на строительство отдельных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин;- thirdly, large material and financial costs for the construction of individual producing and injection horizontal wells;
- в-четвертых, постоянная закачка пара приводит к большим энергетическим затратам как при подготовке пара, так и при его закачке.- fourthly, the constant injection of steam leads to high energy costs both in the preparation of steam and in its injection.
Задачей изобретения является создание способа разработки залежи сверхвязкой нефти, позволяющего увеличить площадь охвата прогревом залежи и, как следствие, увеличить объем отбора разогретой высоковязкой нефти за счет увеличения объема паровой камеры, а также увеличение эффективности прогревания пластов с высоковязкой нефтью паровой камерой в пластах с малой толщиной от 2 до 7 м с возможностью снижения материальных и финансовых затрат, а также энергетических затрат на осуществление способа.The objective of the invention is to provide a method for the development of deposits of super-viscous oil, which allows to increase the coverage area by heating the reservoir and, as a result, to increase the volume of selection of heated highly viscous oil by increasing the volume of the steam chamber, as well as increasing the efficiency of heating the formations with high-viscosity oil by the steam chamber in the formations with a small thickness from 2 to 7 m with the possibility of reducing material and financial costs, as well as energy costs for the implementation of the method.
Поставленная задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием скважин с наклонными участками, включающим бурение скважин, оснащение каждой скважины колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта с увеличением размеров паровой камеры, снижение вязкости сверхвязкой нефти, отбор продукции из скважины по колонне НКТ и контроль технологических параметров продуктивного пласта и скважины, в процессе отбора продукции, периодическое определение минерализации попутно отбираемой воды, анализ влияния 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, ведут одновременную закачку теплоносителя и отбор продукции.The problem is solved by the method of developing an extra-viscous oil reservoir using wells with inclined sections, including drilling wells, equipping each well with a tubing string, pumping coolant, warming up the reservoir, creating a steam chamber by pumping the coolant that extends to the top of the reservoir with the increase in the size of the steam chamber, a decrease in the viscosity of super-viscous oil, the selection of products from the well along the tubing string and the control of technological parameters in the reservoir and wells, in the process of product selection, periodically determining the mineralization of the water being taken in, the analysis of the effect of changes in the mineralization of the water being taken on the uniformity of heating of the steam chamber, and taking into account the changes in the mineralization of the water being taken in, the steam chamber is uniformly heated by adjusting the coolant injection mode or selection of production of wells to achieve a stable mineralization value of the water taken along the way, they simultaneously pump coolant and selection of products.
Новым является то, что бурят, как минимум, две скважины с наклонными участками в продуктивном пласте, причем наклонные участки скважин бурят в двух вертикальных плоскостях, находящихся на расстоянии 1-2 метра друг от друга и навстречу друг к другу с приближением участков к серединам каждого участка и с их последующим отдалением, при этом каждый наклонный участок разделяют на два интервала вскрытия продуктивного пласта установкой пакера, спускаемого в скважину в составе колонны НКТ, а окончания колонн НКТ располагают на концах наклонных участков, причем каждую колонну НКТ оснащают насосом для отбора разогретой вязкой нефти, при этом в верхние интервалы вскрытия продуктивного пласта периодически закачивают теплоноситель, а из нижних интервалов вскрытия продуктивного пласта производят постоянный отбор продукции.What is new is that at least two wells are drilled with inclined sections in the reservoir, and the inclined sections of the wells are drilled in two vertical planes at a distance of 1-2 meters from each other and towards each other with the sections approaching the middle of each section and with their subsequent separation, while each inclined section is divided into two intervals of opening the reservoir by installing a packer, lowered into the well as part of the tubing string, and the ends of the tubing columns are located at the ends of the inclined sections stkov, wherein each tubing fitted with a pump for taking a heated viscous oil, with the upper opening of Intervals producing formation are periodically pumped to the coolant and from the lower producing formation slots opening produce constant product selection.
На фиг.1 и 2 схематично изображен способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием скважин с наклонными участками.1 and 2 schematically depicts a method of developing deposits of super-viscous oil using wells with inclined sections.
Предложенный способ осуществляется следующим образом.The proposed method is as follows.
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием скважин с наклонными участками включает бурение скважин, причем бурят, как минимум, две скважины 1 и 1' (см. фиг.1 и 2) с соответствующими наклонными участками 2 и 2' (см. фиг.1) в продуктивном пласте 3 малой толщины от 2 до 7 м, которыми представлена залежь высоковязкой нефти, причем наклонные участки 2 и 2' бурят в двух вертикальных плоскостях 4 и 4' (см. фиг.2), находящихся на расстоянии h=1-2 метра друг от друга, наклонные участки 2 и 2' бурят навстречу друг к другу с приближением участков скважин 1 и 1' к серединам 5 и 5' каждого наклонного участка 2 и 2'.A method for developing a super-viscous oil reservoir using wells with inclined sections involves drilling wells, wherein at least two
Например, расстояние L1 между наклонными участками 2 и 2' у кровли 6 продуктивного пласта 3 (см. фиг.1) равно 300 м к серединам 5 и 5' они приближаются друг к другу, а после того как минуют свои середины 5 и 5' вновь отдаляются друг от друга и к подошве 7 продуктивного пласта 3, расстояние L2 между наклонными участками 2 и 2', например, составляет 250 м. Далее производят крепление скважин 1 и 1' соответствующими обсадными колоннами с перфорированными отверстиями в наклонных участках 2 и 2' продуктивного пласта 3. Оснащают каждую скважину 1 и 1' (см. фиг.1 и 2) колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 8 и 8' с пакером 9 и 9' соответственно.For example, the distance L 1 between the inclined sections 2 and 2 'at the roof 6 of the productive formation 3 (see Fig. 1) is 300 m to the midpoints 5 and 5', they approach each other, and after they have passed their midpoints 5 and 5 'again moving away from each other and to the sole 7 of the
Каждый наклонный участок 2 и 2' разделяют на два интервала вскрытия продуктивного пласта 3 (как указано выше, выполненных в виде перфорированных отверстий обсадных колонн): 10 и 11; 10' и 11' установкой (посадкой) пакера 9 и 9', при этом окончания колонн НКТ 8 и 8' располагают на концах наклонных участков 2 и 2' соответствующих скважин 1 и 1'. Например, на расстоянии b=1-2 метра (см. фиг.1) выше забоев соответствующих скважин 1 и 1', что позволяет снизить время нахождения разогретой сверхвязкой нефти непосредственно у забоев скважин 1 и 1' до попадания внутрь колонн НКТ 8 и 8', соответственно, и тем самым сократить потери тепла разогретой высоковязкой нефти до ее отбора на устье скважин 1 и 1'.Each inclined section 2 and 2 'is divided into two opening intervals of the productive formation 3 (as described above, made in the form of perforated casing holes): 10 and 11; 10 'and 11' installation (landing) of the
Снабжают колонны НКТ 8 и 8' (см. фиг.1 и 2) соответствующими насосами 12 и 12' любой известной конструкции, например винтовыми. Оснастить колонну НКТ 8 и 8' насосами 12 и 12' можно как в процессе спуска колонн НКТ 8 и 8' в соответствующие скважины 1 и 1', так и после в зависимости от конструкции насосов 12 и 12'.Supply the
В верхние интервалы 10 и 10' вскрытия продуктивного пласта 3 (перфорированных отверстий обсадных колонн) скважин 1 и 1' по их затрубным пространствам 13 и 13' колонн НКТ 8 и 8', соответственно, закачивают периодически теплоноситель (например, пар), например с помощью парогенераторных установок (на фиг.1 и 2 не показано), размещенных на устье скважин 1 и 1'.In the
Пар поступает в продуктивный пласт 3 через верхние интервалы 10 и 10', так как ниже этих интервалов в скважинах 1 и 1' герметично посажены пакера 9 и 9'. Пар прогревает продуктивный пласт 3 с созданием паровой камеры Qi (см. фиг.1), причем общий объем паровой камеры Qi состоит из двух паровых камер Qi1, образованной напротив верхнего интервала вскрытия 10 продуктивного пласта 3 скважины 1 с наклонным участком 2 и Qi2, образованной напротив верхнего интервала вскрытия 10' продуктивного пласта 3 скважины 1' с наклонным участком 2', т.е. Qi=Qi1+Qi2.The steam enters the
Периодичность закачки пара зависит от физико-химических свойств высоковязкой нефти, скорости распространения пара в паровой камере и др. и определяется опытным путем для каждой залежи высоковязкой нефти. Например, производят закачку пара в объеме по 1000 тонн в каждый их верхних интервалов 10 и 10' наклонных участков 2 и 2' соответствующих скважин 1 и 1' с последующей остановкой закачки пара на 2-3 суток для расширения паровой камеры до Q11 и Q12, соответственно, т.е. Q1=Q11+Q12. После чего закачку пара возобновляют в том же объеме по 1000 тонн в каждый их верхних интервалов 10 и 10' наклонных участков 2 и 2' соответствующих скважин 1 и 1' с последующей остановкой закачки пара на 2-3 суток для расширения паровой камеры до Q21 и Q22, т.е. Q2=Q21+Q22, соответственно. В дальнейшем процесс периодической закачки пара повторяют.The frequency of steam injection depends on the physicochemical properties of high-viscosity oil, the speed of steam propagation in the steam chamber, etc., and is determined empirically for each high-viscosity oil reservoir. For example, steam is injected in a volume of 1000 tons into each of their
Закачиваемый периодически пар, из-за разницы плотностей, пробивается к верхней части продуктивного пласта 3, 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 сверхвязкой нефтью стекают вниз к нижним интервалам 11 и 11' (перфорированные отверстия обсадных колонн) наклонных участков 2 и 2' соответствующих скважин 1 и 1' под действием силы тяжести. Рост паровой камеры вверх продолжается с каждым периодом закачки до тех пор, пока она не достигнет кровли 6 продуктивного пласта 3, а затем она начинает расширяться в стороны по всей малой толщине продуктивного пласта 3, при этом сверхвязкая нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой Qi.Periodically injected steam, due to the difference in densities, breaks through to the upper part of the
Таким образом, за счет увеличения объема паровой камеры увеличивается площадь охвата прогревом залежи высоковязкой нефти и, как следствие, увеличивается объем отбора продукции.Thus, due to the increase in the volume of the steam chamber, the area covered by heating a deposit of high-viscosity oil increases and, as a result, the volume of production selection increases.
Разогретая сверхвязкая нефть (продукция) стекает вниз и поступает в нижние интервалы 11 и 11' (перфорированные отверстия обсадных колонн) наклонных участков 2 и 2' соответствующих скважин 1 и 1'.The heated super-viscous oil (product) flows down and enters the
Отбор продукции из скважин 1 и 1' производят по внутренним пространствам 14 и 14' колонн НКТ 8 и 8' с помощью соответствующих насосов 12 и 12' из нижних интервалов 11 и 11' наклонных участков 2 и 2' соответствующих скважин 1 и 1'.The selection of products from
Таким образом, ведут одновременную закачку пара через затрубные пространства 13 и 13' скважин 1 и 1' в верхнюю часть продуктивного пласта 3 и отбор продукции из нижней части продуктивного пласта по внутренним пространствам 14 и 14' колонн НКТ 8 и 8' на устье соответственно скважин 1 и 1'.Thus, steam is simultaneously injected through the annular spaces 13 and 13 'of the
В процессе периодической закачки пара происходит распространение пара к верхней части продуктивного пласта 3. Это происходит с увеличением размеров (объемов) обеих паровых камер Qi1 и Q2i одновременно с увеличением общего объема паровой камеры Qi, при этом происходит снижение вязкости высоковязкой нефти по всей малой толщине пласта с высоковязкой нефтью и увеличивается объем разогретой высоковязкой нефти.During the periodic injection of steam, steam propagates to the upper part of the
В процессе разработки залежи сверхвязкой нефти производят контроль технологических параметров продуктивного пласта 3 и скважин 1 и 1' в процессе отбора продукции. Для этого периодически, 2-3 раза в неделю определяют минерализацию попутно отбираемой воды в продукции, как описано в патенте №2379494 МПК 8 E21B 43/24, опубл. в бюл. №2 от 20.01.2010 г., 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 в затрубные пространства 13 и 13' соответствующих колонн НКТ 8 и 8' скважин 1 и 1' или отбора продукции по внутренним пространствам 14 и 14' соответствующих колонн НКТ 8 и 8' скважин 1 и 1' до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.In the process of developing a reservoir of super-viscous oil, the technological parameters of the producing
В продуктивных пластах 3 со сверхвязкой нефтью и малой толщиной (2-10 метров) бурение скважин 1 и 1' с наклонными участками 2 и 2' в вертикальных плоскостях, находящихся на расстоянии 1-2 метра друг от друга, в которых наклонные участки бурят с приближением наклонных участков навстречу друг к другу к серединам каждого участка и с последующим их отдалением друг от друга, позволяет произвести эффективный разогрев нефти за счет увеличения охвата пласта паровой камерой, что в свою очередь, позволяет произвести полную выработку запасов высоковязкой нефти из пластов с малой толщиной.In
Выполнение скважин с двумя интервалами вскрытия, выполненными в наклонных участках, разделенных пакером, позволяет использовать одну скважину как в виде нагнетательной, так и в виде добывающей, что позволяет снизить материальные и финансовые затраты на строительство скважин в целом при разработке залежи высоковязкой нефти.Running wells with two opening intervals made in inclined sections separated by a packer allows you to use one well in the form of either an injection or a production well, which reduces the material and financial costs of well construction as a whole when developing a highly viscous oil deposit.
Предложенный способ разработки залежи сверхвязкой нефти позволяет увеличить площадь охвата прогревом залежи и, как следствие, увеличить объем отбора разогретой сверхвязкой нефти за счет постепенного увеличения общего объема паровой камеры в процессе разработки залежи сверхвязкой нефти, сложенной из продуктивных пластов малой толщины.The proposed method for the development of a super-viscous oil reservoir allows to increase the coverage area by heating the reservoir and, as a result, to increase the selection volume of heated super-viscous oil due to a gradual increase in the total volume of the steam chamber during the development of a super-viscous oil reservoir composed of productive layers of small thickness.
Кроме того, предложенный способ позволяет высокоэффективно производить прогревания пластов с высоковязкой нефтью паровой камерой в пластах с малой толщиной от 2 до 7 м благодаря бурению как минимум двух скважин с наклонными участками в продуктивном пласте. Эти наклонные участки скважин бурят в двух вертикальных плоскостях, находящихся на расстоянии 1-2 метра друг от друга, и навстречу друг к другу с приближением участков к серединам каждого участка и с последующим их отдалением.In addition, the proposed method allows highly efficient heating of formations with highly viscous oil by a steam chamber in formations with a small thickness of 2 to 7 m due to the drilling of at least two wells with inclined sections in the reservoir. These inclined sections of the wells are drilled in two vertical planes located at a distance of 1-2 meters from each other, and towards each other with the approach of the sections to the middle of each section and their subsequent separation.
Также предложенный способ позволяет снизить материальные и финансовые затраты за счет строительства одной скважины, посредством которой одновременно возможно производить как закачку теплоносителя по затрубному пространству колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), так и отбор разогретой сверхвязкой нефти по внутреннему пространству колонны НКТ с помощью насоса, при этом периодическая закачка пара позволяет сократить энергетические затраты на подготовку и закачку пара и без потери эффективности работы паровой камеры производить разогрев сверхвязкой нефти в продуктивном пласте.Also, the proposed method allows to reduce material and financial costs due to the construction of one well, through which it is simultaneously possible to produce both coolant injection through the annular space of the tubing string and the selection of heated super-viscous oil through the inner space of the tubing string using a pump, at the same time, periodic steam injection reduces the energy costs of preparing and injecting steam and without loss of efficiency of the steam chamber, ogrev viscous oil in the reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011122330/03A RU2468194C1 (en) | 2011-06-01 | 2011-06-01 | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011122330/03A RU2468194C1 (en) | 2011-06-01 | 2011-06-01 | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2468194C1 true RU2468194C1 (en) | 2012-11-27 |
Family
ID=49254925
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011122330/03A RU2468194C1 (en) | 2011-06-01 | 2011-06-01 | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2468194C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2525891C1 (en) * | 2013-03-29 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for development of super thick oil pool |
| RU2527984C1 (en) * | 2013-03-29 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of ultraviscous oil deposit |
| RU2528310C1 (en) * | 2013-08-06 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method for oil deposit area |
| RU2583469C1 (en) * | 2014-12-24 | 2016-05-10 | Тал Ойл Лтд. | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen |
| RU2708294C1 (en) * | 2019-01-11 | 2019-12-05 | Евгений Николаевич Тараскин | Method for development of mass-reservoir deposits with high viscous oil |
| RU2724692C1 (en) * | 2019-10-16 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4344485A (en) * | 1979-07-10 | 1982-08-17 | Exxon Production Research Company | Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids |
| CA1304287C (en) * | 1989-06-28 | 1992-06-30 | Neil Roger Edmunds | Steaming process, involving a pair of horizontal wells, for use in heavy oil reservoir |
| RU2305762C1 (en) * | 2006-02-09 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for viscous oil or bitumen deposit field development |
| RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
| RU2350747C1 (en) * | 2007-06-18 | 2009-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development |
| RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
| RU2425211C1 (en) * | 2010-01-13 | 2011-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ПечорНИПИнефть" (ООО "ПечорНИПИнефть") | Combined method of thermal well development of high-viscous oil deposit |
-
2011
- 2011-06-01 RU RU2011122330/03A patent/RU2468194C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4344485A (en) * | 1979-07-10 | 1982-08-17 | Exxon Production Research Company | Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids |
| CA1304287C (en) * | 1989-06-28 | 1992-06-30 | Neil Roger Edmunds | Steaming process, involving a pair of horizontal wells, for use in heavy oil reservoir |
| RU2305762C1 (en) * | 2006-02-09 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for viscous oil or bitumen deposit field development |
| RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
| RU2350747C1 (en) * | 2007-06-18 | 2009-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development |
| RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
| RU2425211C1 (en) * | 2010-01-13 | 2011-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ПечорНИПИнефть" (ООО "ПечорНИПИнефть") | Combined method of thermal well development of high-viscous oil deposit |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2525891C1 (en) * | 2013-03-29 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for development of super thick oil pool |
| RU2527984C1 (en) * | 2013-03-29 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of ultraviscous oil deposit |
| RU2528310C1 (en) * | 2013-08-06 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method for oil deposit area |
| RU2583469C1 (en) * | 2014-12-24 | 2016-05-10 | Тал Ойл Лтд. | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen |
| RU2708294C1 (en) * | 2019-01-11 | 2019-12-05 | Евгений Николаевич Тараскин | Method for development of mass-reservoir deposits with high viscous oil |
| RU2724692C1 (en) * | 2019-10-16 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| RU2350747C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2468194C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections | |
| RU2295030C1 (en) | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2305762C1 (en) | Method for viscous oil or bitumen deposit field development | |
| RU2527051C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect | |
| RU2407884C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2436943C1 (en) | Procedure for extraction of high viscous oil from deviating hole by method of steam cyclic pumping into reservoir | |
| RU2410534C1 (en) | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit by using two-head horizontal wells | |
| RU2663532C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2555713C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
| RU2582529C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2412342C1 (en) | Procedure for development of deposit of heavy oil or bitumen with control of pumping heat carrier into well | |
| RU2398103C1 (en) | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit with control of well production drawdown | |
| RU2473796C1 (en) | Development method of superviscous oil deposit in layer-by-layer non-homogeneous manifold with partial vertical connectivity | |
| RU2211318C2 (en) | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation | |
| RU2413068C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2527984C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2439298C1 (en) | Method of development of massive oil field with laminar irregularities | |
| RU2433256C1 (en) | Method of high-viscosity oil or bitumen pool development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180602 |