RU2630330C1 - Bitumnious oil field development method - Google Patents

Bitumnious oil field development method Download PDF

Info

Publication number
RU2630330C1
RU2630330C1 RU2016130909A RU2016130909A RU2630330C1 RU 2630330 C1 RU2630330 C1 RU 2630330C1 RU 2016130909 A RU2016130909 A RU 2016130909A RU 2016130909 A RU2016130909 A RU 2016130909A RU 2630330 C1 RU2630330 C1 RU 2630330C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
wells
horizontal
vertical
pressure
Prior art date
Application number
RU2016130909A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Азат Тимерьянович Зарипов
Руслан Ильдарович Хафизов
Дамир Камилевич Шайхутдинов
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2016130909A priority Critical patent/RU2630330C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2630330C1 publication Critical patent/RU2630330C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: method for developing bituminous oil field includes drilling of horizontal production well and vertical injection well located above, pumping working agent through injection well, and extracting formation product through production well. Before commencement of construction, the deposit is studied to select areas with gas caps, and pressure control devices are installed in wells during construction. The bottomhole of the vertical well is arranged 5-10 m above the middle part of the horizontal well. The horizontal and vertical wells are opened below the gas cap. Water vapour is applied as working agent which is pumped at a pressure not higher than the pressure in the gas cap, first in the two wells to create a permeable zone between open sections of the wells, then a horizontal well is assigned for collection of products.
EFFECT: increase in oil recovery factor while reducing costs for production formation heating by eliminating the outbreak of heat carrier into gas caps.
1 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано для разработки залежей углеводородных флюидов, в частности, при добыче высоковязкой нефти и природного битума.The invention relates to the field of mining and can be used to develop deposits of hydrocarbon fluids, in particular, in the production of highly viscous oil and natural bitumen.

Известен способ разработки залежей вязких нефтей и битумов (патент РФ №2199656, МПК Е21В 43/24, опубл. бюл. №6 от 02.27. 2003), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных скважин, бурение горизонтальных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, периодическую закачку теплоносителя, например пара, в горизонтальные скважины и отбор нефти из вертикальных добывающих скважин, при этом в период прекращения закачки пара ведут отбор нефти из горизонтальных скважин, которые являются источником прорыва пара в вертикальные скважины. После выработки пласта в районе призабойных зон всех скважин переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины. Одновременно отбирают нефть из остальных скважин. Перед площадной закачкой вытесняющего агента горизонтальные скважины, расположенные вблизи вертикальных нагнетательных скважин, заполняют изолирующим составом, например гелеобразующим.A known method of developing deposits of viscous oils and bitumen (RF patent No. 2199656, IPC EV 43/24, publ. Bulletin No. 6 of 02.27. 2003), including drilling rows of vertical injection wells, drilling horizontal wells along rows of vertical wells, periodic injection of coolant , for example, steam, into horizontal wells and the selection of oil from vertical production wells, while during the period of termination of the injection of steam, oil is sampled from horizontal wells, which are a source of breakthrough of steam into vertical wells. After the development of the reservoir in the area of the bottom-hole zones of all the wells, they transfer to areal injection of a displacing agent, for example, water, into vertical injection wells. At the same time, oil is taken from the remaining wells. Before the areal injection of the displacing agent, horizontal wells located near the vertical injection wells are filled with an insulating composition, for example, a gel-forming one.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2494242, МПК Е21В 43/243, опубл. бюл. №27 от 27.09.2013), включающий строительство горизонтальной и вертикальной скважин, закачку окислителя через вертикальную скважину и отбор продукции из горизонтальной скважины, при этом забой вертикальной скважины располагают в 28-32 м над горизонтальной скважиной и в 10-15 м от ее забоя в сторону устья, до закачки окислителя в горизонтальной и вертикальной скважинах устанавливают электронагреватели мощностью, достаточной для разогрева околоскважинного пространства до температуры 100-200°С, после чего начинают закачку окислителя в обе скважины для инициирования внутрипластового горения в залежи в призабойной зоне расположения обеих скважин, далее при превышении пластового давления в окрестности горизонтальной скважины величины уровня начального пластового давления более чем в 1,5 раза из горизонтальной скважины электронагреватель извлекается и в нее спускается насосное оборудование, с помощью которого осуществляют откачку продукции залежи, при снижении уровня жидкости в скважине до уровня от 100 до 90% уровня начального пластового давления отбор продукции прекращают, извлекают насосное оборудование, спускают электронагреватель, осуществляют закачку окислителя для инициирования внутрипластового горения, цикл отбора продукции и инициирования внутрипластового горения повторяют и прекращают при установлении гидродинамической связи между горизонтальной и вертикальной скважинами, после чего горизонтальная скважина эксплуатируется в режиме отбора продукции, причем электронагреватель, установленный в вертикальной скважине, отключают и извлекают из этой скважины после установления режима устойчивого высокотемпературного горения, после чего закачку окислителя продолжают.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing a highly viscous oil deposit (RF patent No. 2494242, IPC ЕВВ 43/243, publ. Bulletin No. 27 of 09/27/2013), including the construction of horizontal and vertical wells, injection of oxidizer through a vertical well and selection of products from a horizontal well, while the bottom of the vertical well is located 28-32 m above the horizontal well and 10-15 m from its bottom towards the mouth, before the oxidizer is injected into the horizontal and vertical wells, cylinder heaters with a capacity sufficient to warm the near-wellbore space to a temperature of 100-200 ° C, after which they start pumping oxidizer into both wells to initiate in-situ combustion in the deposits in the bottom-hole zone of both wells, and then when the formation pressure in the vicinity of the horizontal well exceeds the level of the initial formation more than 1.5 times the pressure from the horizontal well, the electric heater is removed and pumping equipment is lowered into it, with the help of which pumping out the product of the deposit, when the liquid level in the well decreases to a level from 100 to 90% of the initial reservoir pressure, the production is stopped, the pump equipment is removed, the electric heater is lowered, the oxidizer is injected to initiate in-situ combustion, the production and initiation of in-situ combustion are repeated and stopped when establishing a hydrodynamic connection between horizontal and vertical wells, after which the horizontal well is operated in the selection mode roduktsii, wherein the electric heater mounted in a vertical well, cut off and recovered from the well after establishment of stable high combustion mode, and then continue to download the oxidant.

Недостатками этого способа являются невозможность исследования месторождений для выделения участков с наличием газовых шапок, что приведет к неоптимальной закачке пара (теплоносителя) и, как следствие, к значительным энергетическим затратам и снижению прогрева и добычи высоковязкой нефти, так как при закачке пара в нагнетательную скважину будут происходить высокие теплопотери за счет утечки пара в газовую шапку; невозможность использования в пластах толщиной менее 30 метров. Также недостатком известного способа является неудовлетворительная эффективность (результативность) процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, сложность прогнозирования подземного распространения фронта горения из-за неопределенности границ и масштабов процесса, сложность контроля процесса горения и воздействия на процесс из-за неопределяемых объемов породы, одновременно в него (процесс) вовлеченных, затруднительность отбора нефти из-за непоследовательного (в хаотичной последовательности с неопределяемым и нерегулируемым местоположением) закоксовывания горизонтального участка ствола; невозможность регулирования и контроля температуры в горизонтальной скважине при повышении пластовой температуры в процессе внутрипластового горения приведет к выходу из строя глубинно-насосного оборудования.The disadvantages of this method are the impossibility of exploring deposits for the allocation of areas with gas caps, which will lead to suboptimal injection of steam (coolant) and, as a result, to significant energy costs and reduce heating and production of highly viscous oil, since when injecting steam into the injection well, high heat losses due to steam leakage into the gas cap; inability to use in formations with a thickness of less than 30 meters. Another disadvantage of this method is the unsatisfactory efficiency (effectiveness) of the process of extracting oil from the oil reservoir, the complexity of predicting the underground distribution of the combustion front due to the uncertainty of the boundaries and scale of the process, the complexity of controlling the combustion process and the impact on the process due to undetectable volumes of rock, simultaneously him (the process) involved, the difficulty of oil selection due to inconsistent (in a chaotic sequence with undetectable and unregulated Rui location) of horizontal coking trunk portion; the inability to regulate and control the temperature in a horizontal well with increasing formation temperature during in-situ combustion will lead to failure of the downhole pumping equipment.

Техническими задачами способа разработки залежей битуминозной нефти являются расширение функциональных возможностей за счет применения на залежах с наличием газовых шапок и снижение затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению коэффициента извлечения нефти (КИН), а также контроль распространения теплового воздействия по битуминозной залежи.The technical objectives of the method for developing tar oil deposits are to expand the functionality due to the use of gas caps on the deposits and reduce the cost of heating the reservoir by eliminating the breakthrough of the coolant in the gas caps, which together leads to energy savings and an increase in the oil recovery coefficient ( CIN), as well as control of the distribution of heat exposure over the tar deposit.

Технические задачи решаются способом разработки битуминозной нефти, включающим бурение горизонтальной добывающей скважины и расположенной над ней вертикальной нагнетательной скважины, закачку рабочего агента через нагнетательную скважину и отбор продукции пласта через добывающую скважину.Technical problems are solved by the method of developing bituminous oil, including drilling a horizontal production well and a vertical injection well located above it, injecting a working agent through the injection well and selecting production of the formation through the producing well.

Новым является то, что до начала строительства производят исследования месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок, при строительстве в скважинах располагают устройства контроля давления, при этом забой вертикальной скважины располагают на 5-10 м выше средней части горизонтальной скважины, горизонтальные и вертикальные скважины вскрывают ниже газовой шапки, а в качестве рабочего агента применяют водяной пар, который сначала нагнетают при давлении, не превышающем давление в газовой шапке, в обе скважины до создания проницаемой зоны между вскрытыми участками скважин, после чего горизонтальную скважину переводят под отбор продукции.New is that before the start of construction, field studies are carried out to identify areas with gas caps, during construction, pressure control devices are installed in the wells, while the bottom of the vertical well is located 5-10 m above the middle of the horizontal well, horizontal and vertical wells are opened below the gas cap, and water vapor is used as a working agent, which is first injected at a pressure not exceeding the pressure in the gas cap into both wells until itsaemoy zone between the areas penetrated by the well, and then transferred to a horizontal well at the selection of products.

На чертеже изображена схема реализации способа разработки залежи битуминозной нефти.The drawing shows a diagram of an implementation of a method for developing a tar oil deposit.

Способ реализуется в следующей последовательности.The method is implemented in the following sequence.

Исследуют залежь 1 для выделения участков с наличием газовых шапок 2 при помощи промыслово-геофизических методов, например импульсного нейтрон-нейтронного каротажа. На участке залежи 1 с наличием одной из газовых шапок 2 производят строительство расположенных друг над другом нагнетательной 3 и добывающей 4 скважин с соответствующими вскрытыми вертикальными 5 и горизонтальными 6 участками, расположенными в залежи 1 ниже газовой шапки 2. При строительстве в скважинах 3 и 4 располагают устройства 7 контроля давления и температуры. Забой вертикальной скважины 3 располагают над средней частью горизонтальной скважины 4 на 5-10 м выше. Закачку теплоносителя сначала производят через колонны труб 8 и 9 соответствующих добывающей 4 и нагнетательной 3 скважин с прогревом продуктивного пласта залежи 1 и созданием паровой камеры 10. Производят закачку в нагнетательную 3 и добывающую 4 скважины при давлении в призабойной зоне скважин 3 и 4, меньшем, например, на 10-15%, чем давление в газовой шапке 2, не допуская утечку закачиваемого пара через кровлю нефтеносного продуктивного пласта залежи 1 в газовую шапку 2. Создают гидродинамическую связь между вертикальным 5 и горизонтальным 6 участками скважин 3 и 4. После создания гидродинамической связи между скважинами 3 и 4 производят отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину 4 и контроль за состоянием паровой камеры 10 при помощи наблюдательных скважин (не показаны) и аэрофотосъемки, а также снятия термограммы в горизонтальном участке 6 добывающей скважины 4 с определением зон наименьшего прогрева (не показаны). При превышении температуры в добывающей скважине 4 выше допустимой температуры более 120°С для отбирающего глубинно-насосного оборудования (не показано), которую определяют устройством контроля 7 давления и температуры, приводящей к прорыву пара к забою добывающей скважины 4, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину 3 снижают. В качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с инертным газом. Закачку пара производят при давлении в нагнетательной скважине 3, меньшем, чем давление в газовой шапке 2. Расположение забоя скважины 3 над центральной частью скважины 4 дает увеличение охвата прогревом продуктивного пласта залежи 1, так как расширение паровой камеры 10 от нагнетательной скважины 3 происходит примерно равномерно во все стороны. Паровая камера 10 распространяется равным радиусом от вертикальной нагнетательной 3 скважины, поэтому для увеличения нефтеотдачи наиболее эффективным способом является расположение ее над центральной – средней - частью горизонтальной добывающей скважины 4. За счет стекания разжиженной нагревом нефти вниз вокруг нагнетательной скважины 3 будет увеличиваться дебит высоковязкой нефти в горизонтальной добывающей скважине 4. Investigate reservoir 1 to identify areas with the presence of gas caps 2 using field-geophysical methods, such as pulsed neutron-neutron logging. On the site of reservoir 1 with the presence of one of the gas caps 2, construction is carried out of the injection 3 and production 4 wells located one above the other with the corresponding opened vertical 5 and horizontal 6 sections located in reservoir 1 below the gas cap 2. During construction, the wells 3 and 4 are located devices 7 control pressure and temperature. The bottomhole of the vertical well 3 is located above the middle part of the horizontal well 4 5-10 m higher. The coolant is first injected through columns of pipes 8 and 9 of the corresponding producing 4 and injection 3 wells with heating the reservoir 1 and creating a steam chamber 10. They are injected into the injection 3 and producing 4 wells at a lower pressure in the bottom hole zone 3 and 4, for example, 10-15% than the pressure in gas cap 2, preventing leakage of injected steam through the roof of the oil-bearing reservoir of reservoir 1 into gas cap 2. Create a hydrodynamic connection between vertical 5 and horizontal 6 hours wells 3 and 4. After creating a hydrodynamic connection between wells 3 and 4, products are selected due to steam gravity drainage through the producing well 4 and the state of the steam chamber 10 is monitored using observation wells (not shown) and aerial photography, as well as taking a thermogram in horizontal section 6 of the producing well 4 with the definition of the zones of least warm-up (not shown). If the temperature in the production well 4 is higher than the permissible temperature of more than 120 ° C for the selection of downhole pumping equipment (not shown), which is determined by the pressure and temperature control device 7, which leads to steam breakthrough to the bottom of the production well 4, the coolant is injected into the injection well 3 reduce. Superheated steam or steam with an inert gas is used as a heat carrier. Steam is injected at a pressure in the injection well 3 less than the pressure in the gas cap 2. The location of the bottom of the well 3 above the central part of the well 4 gives an increase in coverage by heating the reservoir 1, since the expansion of the steam chamber 10 from the injection well 3 is approximately uniform in all directions. The steam chamber 10 extends with an equal radius from the vertical injection 3 of the well, therefore, to increase oil recovery, the most effective way is to place it above the central — middle — part of the horizontal production well 4. By draining the oil liquefied by heating down around the injection well 3, the flow rate of highly viscous oil will increase horizontal production well 4.

Пример конкретного выполненияConcrete example

Предложенный способ разработки залежи углеводородных флюидов был рассмотрен на Улановском поднятии Ново-Елховского месторождения, исследования которой определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками:The proposed method for developing a hydrocarbon fluid reservoir was considered at the Ulanovsky uplift of the Novo-Elkhovsky field, the studies of which determined a site with the following geological and physical characteristics:

- глубина залегания - 148 м;- occurrence depth - 148 m;

- средняя общая толщина пласта - 30 м;- the average total thickness of the reservoir is 30 m;

- нефтенасыщенная толщина пласта - 18 м;- oil saturated layer thickness - 18 m;

- значение начального пластового давления - 0,9 МПа;- the value of the initial reservoir pressure is 0.9 MPa;

- начальная пластовая температура - 8°С;- initial reservoir temperature - 8 ° C;

- плотность нефти в пластовых условиях - 1,01 т/м3;- the density of oil in reservoir conditions - 1.01 t / m 3 ;

- коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 480140,5 мПа⋅с;- coefficient of dynamic viscosity of oil in reservoir conditions - 480140.5 mPa⋅s;

- коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,3 мПа⋅с;- coefficient of dynamic viscosity of water in reservoir conditions - 1.3 mPa⋅s;

- значение средней проницаемости по керну в пласте - 296 мкм2;- the value of the average core permeability in the reservoir - 296 μm 2 ;

- значение средней пористости по керну в пласте - 0,16 д. ед.;- the value of the average core porosity in the reservoir is 0.16 units;

- средняя толщина газовой шапки на разрабатываемом участке - 7 м;- the average thickness of the gas cap in the developed section is 7 m;

- давление в газовой шапке составляет - 0,9 МПа.- the pressure in the gas cap is - 0.9 MPa.

Исследуют залежь 1 для выделения участков с наличием газовых шапок 2. Газонасыщение в газовой шапке 2 составляло 73%. Расположили добывающую скважину 4 в нефтяной залежи 1. Над добывающей скважиной 4 на расстоянии 5 м расположили нагнетательную скважину 3 с соответствующими вертикальным 5 и горизонтальным 6 участками. Скважины 3 и 4 оборудовали устройством контроля температуры и давления 7. Вертикальный участок 5 скважины 3 вскрыли ниже газовой шапки 2 на 4 метра. После обустройства нагнетательной 3 и добывающей 4 скважин через колонну труб 9 нагнетательной скважины 3 производили закачку рабочего агента в объеме 5 тыс. т. В качестве теплоносителя использовался пар с температурой 191°С и сухостью 0,9 д. ед. Также производили закачку пара через колонну труб 8 в добывающую скважину 4 для создания гидродинамической связи между скважинами 3 и 4. После прогрева призабойной зоны вертикальной нагнетательной скважины 3 горизонтальная добывающая скважина 4 была переведена под добычу, а вертикальная нагнетательная скважина 3 - под постоянную закачку для создания и расширения паровой камеры 10.Investigate reservoir 1 to highlight areas with gas caps 2. Gas saturation in gas cap 2 was 73%. The production well 4 was located in the oil reservoir 1. Above the production well 4 at a distance of 5 m, the injection well 3 with the corresponding vertical 5 and horizontal 6 sections was located. Wells 3 and 4 were equipped with a temperature and pressure control device 7. A vertical section 5 of well 3 was opened 4 meters below the gas cap 2. After arranging injection 3 and producing 4 wells through a string of pipes 9 of injection well 3, the working agent was injected in the amount of 5 thousand tons. Steam with a temperature of 191 ° C and a dryness of 0.9 units was used as a heat carrier. Steam was also injected through a string of pipes 8 into production well 4 to create a hydrodynamic connection between wells 3 and 4. After heating the bottom-hole zone of the vertical injection well 3, the horizontal production well 4 was transferred to production, and the vertical injection well 3 was placed under constant injection to create and steam chamber extensions 10.

При повышении температуры до 120°С в добывающей скважине 4 объем закачиваемого пара снижали на 20,5% во избежание прорыва пара к добывающей скважине и для поддержания паровой камеры, контролируя с помощью устройства 7 контроля давления и температуры. Тепло от пара снизило вязкость тяжелой нефти, что способствовало ее продвижению к горизонтальному стволу 6 добывающей скважины 4. Производили закачку из вертикальной части 5 нагнетательной скважины 3 при давлении в призабойной зоне нагнетательной скважины 3, меньшем на 12,7% (0,8 МПа), чем давление (0,9 МПа) в газовой шапке 2, не допуская утечку закачиваемого пара через кровлю нефтеносной залежи 1 в газовую шапку 2 залежи 1.When the temperature was increased to 120 ° C in the production well 4, the volume of injected steam was reduced by 20.5% in order to avoid breakthrough of steam to the production well and to maintain the steam chamber by controlling the pressure and temperature control device 7. The heat from the steam reduced the viscosity of the heavy oil, which facilitated its advancement to the horizontal wellbore 6 of the producing well 4. The vertical part 5 of the injection well 3 was injected at a pressure in the bottom-hole zone of the injection well 3 lower by 12.7% (0.8 MPa) than the pressure (0.9 MPa) in the gas cap 2, preventing the leakage of injected steam through the roof of the oil reservoir 1 into the gas cap 2 of the reservoir 1.

При исследовании выявлены преимущества способа перед наиболее близким аналогом: снижение неэффективной закачки пара в 3,8 раза, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта на 14%, уменьшение вероятности прорыва теплоносителя в добывающую скважину, увеличение накопленной добычи нефти более чем на 6,2%.The study revealed the advantages of the method over the closest analogue: a decrease in inefficient steam injection by 3.8 times, a decrease in the percentage of water cut in the produced products from the reservoir by 14%, a decrease in the likelihood of a coolant breakthrough into the production well, an increase in cumulative oil production by more than 6.2% .

Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как увеличение КИН на 0,10 д. ед., увеличение продолжительности эксплуатации месторождения, а также снижение затрат на прогрев пласта на 28%.The proposed method allows to solve the technical problems posed, such as increasing the oil recovery factor by 0.10 units, increasing the life of the field, as well as reducing the cost of heating the formation by 28%.

Пример осуществления предлагаемого изобретения показывает его эффективность для разработки разведанных, но неэксплуатируемых (из-за высокой стоимости извлечения вязкого флюида) месторождений углеводородного сырья для повышения рентабельности разрабатываемых месторождений высоковязкой нефти и природных битумов.An example implementation of the invention shows its effectiveness for the development of proven, but non-exploitable (due to the high cost of extracting viscous fluid) hydrocarbon deposits to increase the profitability of the developed fields of high viscosity oil and natural bitumen.

Предлагаемый способ разработки залежей битуминозной нефти позволяет расширить функциональные возможности за счет применения на залежах с наличием газовых шапок и снизить затраты на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению КИН.The proposed method for the development of bituminous oil deposits allows expanding the functional capabilities due to the use of gas caps on the deposits and reducing the costs of heating the reservoir by eliminating the breakthrough of the coolant in the gas caps, which together leads to energy savings and an increase in the oil recovery factor.

Claims (1)

Способ разработки залежи битуминозной нефти, включающий бурение горизонтальной добывающей скважины и расположенной над ней вертикальной нагнетательной скважины, закачку рабочего агента через нагнетательную скважину и отбор продукции пласта через добывающую скважину, отличающийся тем, что до начала строительства производят исследования месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок, при строительстве в скважинах располагают устройства контроля давления, при этом забой вертикальной скважины располагают на 5-10 м выше средней части горизонтальной скважины, горизонтальные и вертикальные скважины вскрывают ниже газовой шапки, а в качестве рабочего агента применяют водяной пар, который сначала нагнетают при давлении, не превышающем давление в газовой шапке, в обе скважины до создания проницаемой зоны между вскрытыми участками скважин, после чего горизонтальную скважину переводят под отбор продукции.A method for developing a tar oil deposit, including drilling a horizontal production well and a vertical injection well located above it, injecting a working agent through an injection well and selecting formation products through a production well, characterized in that prior to construction, the field is investigated to identify areas with gas caps , during construction, pressure monitoring devices are located in the wells, while the bottomhole of the vertical well is 5-10 m higher with the middle part of the horizontal well, horizontal and vertical wells are opened below the gas cap, and water vapor is used as a working agent, which is first injected at a pressure not exceeding the pressure in the gas cap into both wells until a permeable zone is created between the opened sections of the wells, and then a horizontal well is being transferred for product selection.
RU2016130909A 2016-07-26 2016-07-26 Bitumnious oil field development method RU2630330C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016130909A RU2630330C1 (en) 2016-07-26 2016-07-26 Bitumnious oil field development method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016130909A RU2630330C1 (en) 2016-07-26 2016-07-26 Bitumnious oil field development method

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2630330C1 true RU2630330C1 (en) 2017-09-07

Family

ID=59797834

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016130909A RU2630330C1 (en) 2016-07-26 2016-07-26 Bitumnious oil field development method

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2630330C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2712904C1 (en) * 2018-12-04 2020-01-31 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of ultraviscous oil deposit with gas cap
RU2817489C1 (en) * 2024-02-16 2024-04-16 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for intensification of high-viscosity oil production

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5148869A (en) * 1991-01-31 1992-09-22 Mobil Oil Corporation Single horizontal wellbore process/apparatus for the in-situ extraction of viscous oil by gravity action using steam plus solvent vapor
RU2312983C1 (en) * 2006-04-10 2007-12-20 Федеральное агентство по образованию Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина Method to develop oil deposit with gas cap (variants)
RU2334095C1 (en) * 2007-09-24 2008-09-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of high-viscosity oil pool development
RU2342522C1 (en) * 2007-04-26 2008-12-27 Владислав Иванович Корпусов Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole
RU2433256C1 (en) * 2010-04-29 2011-11-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of high-viscosity oil or bitumen pool development
RU2494242C1 (en) * 2012-03-23 2013-09-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of high-viscosity oil deposit using in-situ combustion
RU2543009C1 (en) * 2014-04-23 2015-02-27 Общество с ограниченной ответственностью "Петролеум Технолоджис" Gas-oil deposit development method

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5148869A (en) * 1991-01-31 1992-09-22 Mobil Oil Corporation Single horizontal wellbore process/apparatus for the in-situ extraction of viscous oil by gravity action using steam plus solvent vapor
RU2312983C1 (en) * 2006-04-10 2007-12-20 Федеральное агентство по образованию Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина Method to develop oil deposit with gas cap (variants)
RU2342522C1 (en) * 2007-04-26 2008-12-27 Владислав Иванович Корпусов Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole
RU2334095C1 (en) * 2007-09-24 2008-09-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of high-viscosity oil pool development
RU2433256C1 (en) * 2010-04-29 2011-11-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of high-viscosity oil or bitumen pool development
RU2494242C1 (en) * 2012-03-23 2013-09-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of high-viscosity oil deposit using in-situ combustion
RU2543009C1 (en) * 2014-04-23 2015-02-27 Общество с ограниченной ответственностью "Петролеум Технолоджис" Gas-oil deposit development method

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2712904C1 (en) * 2018-12-04 2020-01-31 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of ultraviscous oil deposit with gas cap
RU2817489C1 (en) * 2024-02-16 2024-04-16 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for intensification of high-viscosity oil production

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2287677C1 (en) Method for extracting oil-bitumen deposit
CA2819664C (en) Pressure assisted oil recovery
US7621326B2 (en) Petroleum extraction from hydrocarbon formations
US7422063B2 (en) Hydrocarbon recovery from subterranean formations
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
RU2582256C1 (en) Method for development of high-viscosity oil or bitumen
US4227743A (en) Method of thermal-mine recovery of oil and fluent bitumens
RU2582251C1 (en) Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen
US9284827B2 (en) Hydrocarbon recovery facilitated by in situ combustion
RU2675115C1 (en) Method for developing high-viscosity oil
RU2630330C1 (en) Bitumnious oil field development method
EA012022B1 (en) Method for developing hydrocarbon accumulations
RU2467161C1 (en) Thermal well method of developing fractured deposit of extra-heavy oil
RU2643056C1 (en) Method for development of pools of superheavy oil or natural bitumen
RU2741644C1 (en) Method of development of hard-to-recover hydrocarbon deposits
RU2584467C1 (en) Method of developing high-viscosity oil field
RU2626500C1 (en) Method of development of bituminous oil reservoir from horizontal well
RU2669968C1 (en) Method for mining deposits of bituminous oil from horizontal well
RU2693055C1 (en) Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones
RU2712904C1 (en) Development method of ultraviscous oil deposit with gas cap
RU2669967C1 (en) Method for mining deposits of bituminous oil from horizontal well
RU2652245C1 (en) Method for developing the bituminous oil deposit
WO2013166587A1 (en) Steam anti-coning/cresting technology ( sact) remediation process
RU2690586C1 (en) Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones
RU2679423C1 (en) Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals