RU2663527C1 - Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil - Google Patents

Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil Download PDF

Info

Publication number
RU2663527C1
RU2663527C1 RU2017124645A RU2017124645A RU2663527C1 RU 2663527 C1 RU2663527 C1 RU 2663527C1 RU 2017124645 A RU2017124645 A RU 2017124645A RU 2017124645 A RU2017124645 A RU 2017124645A RU 2663527 C1 RU2663527 C1 RU 2663527C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
injection
steam
horizontal
wells
Prior art date
Application number
RU2017124645A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Марат Инкилапович Амерханов
Роберт Рафаэлович Ахмадуллин
Фаниль Муктасимович Ахметзянов
Наиль Мунирович Ахметшин
Нияз Анисович Аслямов
Азат Тимерьянович Зарипов
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 RU2017124645A priority Critical patent/RU2663527C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2663527C1 publication Critical patent/RU2663527C1/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
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to the oil industry and can be used in the development of a reservoir of high viscosity and bitumen oil. Method for developing paired horizontal wells producing high viscosity oil includes the construction of a horizontal production well and an injection well located above and parallel to the production well, creating a permeable zone between the wells by injecting water vapor into both wells. After the creation of the permeable zone, steam is supplied only to the horizontal injection well, and production is taken from the producing horizontal well. In the horizontal wellbore of the injection well, geophysical studies are conducted to determine the oil saturation along the horizontal trunk. After that, two columns of tubing are placed in the injection well. In this case, the end of a column of smaller diameter is located at the beginning of the horizontal barrel, and the end of a column of a larger diameter is in the zone with oil saturation of more than 60 %. For injection of steam in the production well, one or two tubing columns are placed with the end or ends horizontally displaced with respect to the ends of the tubing of the injection well by at least 10 m. In both wells a volume of steam is injected, determined by the given mathematical expression. After the completion of the injection of the calculated volume, the pair of wells is stopped for an endurance for thermocapillary impregnation and cooling of the wellbore, in which thermobarometric measurements are carried out by means of geophysical studies. Based on the results of which, in the horizontal wellbore of the producing well, transitional zones with a temperature between larger and smaller heating are identified. Among the identified zones, a zone is defined with a change in the angle of recruitment of curvature not more than 2 degrees by 10 m, in which the fiber optic cable and the electric centrifugal pump (ECP), descending on the tubing, equipped with temperature and pressure sensors, are placed on the tubing. Injection of steam through the injection well is resumed, and the selection of the ECP products is carried out with the removal of the thermogram along the wellbore through the fiber optic cable and the temperature measurement at the ECP receiver to control the process of uniform heating of the producing well. Moreover, when the temperature of the liquid is lowered below the maximum permissible pump inlet, the injection of steam through the injection well is increased, and when the temperature at the inlet of the ECP is increased, the injection of steam through the injection well is reduced and / or the ESP is transferred to the periodic mode of operation. After stabilizing the temperature at the input of the ECP, equal to the maximum permissible by the operating conditions, the pump is switched to a constant mode of operation.EFFECT: reduction of energy costs through the use of single-well wells, elimination of uneven heating and vapor breakthrough into the production well due to the use of heating control and increase in operational reliability due to the use of submersible ECPs.3 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity and bitumen oil.

Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2340768, МПК Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №34 от 10.12.2008), 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).A known method of developing a field of heavy oil or bitumen using double-well horizontal wells (patent RU No. 2340768, IPC ЕВВ 43/24, published in Bull. No. 34 of 12/10/2008), including the injection of coolant through a double-mouth horizontal injection well, heating of the reservoir with the creation of a steam chamber and the selection of products through a two-well horizontal production well, while the heating of the productive formation begins with the injection of steam into both wells, heats the inter-well zone of the formation, reduces the viscosity of the oil and whether bitumen, and the steam chamber is created by pumping coolant with the possibility of punching the latter to the upper part 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 is analyzed for uniform heating and the presence of temperature peaks and taking thermograms carry out uniform heating of the steam chamber by changing the direction of filtration and / or the modes of coolant injection and product selection, while the injection volume is warm the carrier 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).

Недостатком этого способа являются высокие материальные и энергетические затраты на строительство двухустьевых горизонтальных скважин, связанные с необходимостью добуривания, обсаживания, цементирования и обустройства второго устья.The disadvantage of this method is the high material and energy costs for the construction of double-well horizontal wells associated with the need for drilling, casing, cementing and arrangement of the second wellhead.

Известен также способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU №2531412, МПК Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №29 от 20.10.2014), включающий бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающее скважины, при этом прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения, после чего поочередно используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти, первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 48-72 часов, второй режим включает закачку в добывающую скважину пропиленгликоля из расчета 5 м3 на 100 м горизонтального участка добывающей скважины с содержанием основного вещества не менее 98% с выдержкой в пласте в течение 12-24 часов и одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине, третий режим включает добычу высоковязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величины паронефтяного отношения в 1,5 раза.There is also known a method of developing a reservoir of super-viscous oil (patent RU No. 2531412, IPC ЕВВ 43/24, published in Bull. No. 29 of 10/20/2014), including drilling a pair of horizontal upper injection and lower producing wells, the horizontal sections of which are parallel to one above to another in a vertical plane, heating the formation by injecting steam into both wells with the formation of a steam chamber, heating the inter-well zone of the formation, reducing the viscosity of super-viscous oil, injecting steam into the upper horizontal injection well and taking products from the lower g horizontal production wells, while the formation is heated by injecting steam into both wells until the steam-oil ratio is stabilized, after which three development modes of the super-viscous oil reservoir are used in turn, the first mode includes injecting steam into the injection well and holding it in the formation for 48-72 hours, a second mode comprises injection into the extractive propylene based wellbore 5 m 3 per 100 m horizontal section of the production well with the content of the basic substance is not less than 98% of the delay in the formation within 12-24 aces and simultaneous circulation of steam in the injection well, the third mode includes a high-viscosity oil production from the production well to increase the magnitude relationship paroneftyanogo 1.5.

Недостатками способа являются отсутствие контроля равномерности прогрева межскважинного пространства на всех этапах эксплуатации пары скважин, что может привести к прорывам пара и выходу из строя насосного оборудования. Также после начала отбора продукции добывающей скважиной и достижения паронефтяного отношения 2,2-3,8 м3/т, то есть фактического получения растущего дебита по нефти, нецелесообразно останавливать отбор, переводить пару скважин на циклический режим работы, включающий период 48-72 суток без закачки пара, что приведет к остыванию паровой камеры и необходимости повторного освоения паром обеих скважин и создания паровой камеры.The disadvantages of the method are the lack of control of the uniformity of heating the interwell space at all stages of the operation of a pair of wells, which can lead to breakthroughs of steam and failure of the pumping equipment. Also, after the start of production selection by a production well and the achievement of a steam-oil ratio of 2.2-3.8 m 3 / t, that is, the actual receipt of a growing oil production rate, it is impractical to stop production, transfer a couple of wells to a cyclic mode of operation, including a period of 48-72 days without steam injection, which will lead to cooling of the steam chamber and the need for re-development of the steam of both wells and the creation of a steam chamber.

Наиболее близким к заявляемому способу по совокупности существенных признаков является способ разработки нефтебитумной залежи (патент RU №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, при этом выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.Closest to the claimed method according to the set of essential features is a method for developing an oil bitumen deposit (patent RU No. 2287677, IPC ЕВВ 43/24, published in Bul. No. 32 of 11/20/2006), including the construction of a producing double-well horizontal well and production selection, when above the producing two-mouth horizontal well, an injection two-mouth horizontal well is built parallel to it, a permeable zone between the wells is created by injecting water vapor into both wells, after creating the permeable zone produce steam only in the injection double-well horizontal well, and products are taken from the producing double-well horizontal well, while the degree of dryness of the injected steam is periodically alternated, first steam of high dryness is pumped up to increase the injectivity of the double-well horizontal injection well and the proportion of steam in the product being taken, and then pump low dry steam, the volume of which is determined by the increase in discharge pressure, which is maintained not exceeding the opening pressure Vertical, cracks, and products taken for extractive dvuhustevoy horizontal well to completely deplete the producing formation.

Недостатками данного способа являются высокие материальные и энергетические затраты на строительство двухустьевых горизонтальных скважин, связанные с необходимостью добуривания, обсаживания, цементирования и обустройства второго устья, отсутствие контроля состояния прогрева горизонтального ствола добывающей скважины, что может привести к прорывам пара к насосу и к неравномерному прогреву, и использование свабного насоса, который имеет ряд недостатков (низкая производительность, высокий износ сваба и резиновых уплотнителей, необходимость нахождения подъемника и бригады подземного ремонта на устье добывающей скважины).The disadvantages of this method are the high material and energy costs for the construction of double-mouth horizontal wells associated with the need for drilling, casing, cementing and arranging a second wellhead, the lack of monitoring of the state of heating of the horizontal well of the producing well, which can lead to steam breakthroughs to the pump and to uneven heating, and the use of a swab pump, which has several disadvantages (low performance, high wear of the swab and rubber seals, it is necessary the location of the lift and the underground repair crew at the mouth of the producing well).

Техническими задачами предлагаемого способа являются снижение материальных и энергетических затрат за счет использования одноустьевых скважин, исключение неравномерности прогрева и прорыва пара в добывающую скважину за счет применения контроля прогрева и увеличение надежности работы за счет использования погружных электроцентробежных насосов.The technical objectives of the proposed method are to reduce material and energy costs through the use of single well wells, eliminating uneven heating and steam breakthrough into the producing well through the use of heating control and increasing the reliability through the use of submersible electric centrifugal pumps.

Технические задачи решаются способом разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающим строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, причем после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину, а из добывающей горизонтальной скважины отбирают продукцию.Technical problems are solved by the method of developing paired horizontal wells producing highly viscous oil, including the construction of a horizontal producing well and an injection well located above and parallel to the producing well, creating a permeable zone between the wells by injecting water vapor into both wells, and after creating the permeable zone, steam is supplied only into the horizontal injection well, and products are taken from the horizontal production well.

Новым является то, что в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, а для закачки пара в добывающей скважине размещают одну или две колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, в обе скважины закачивают объем пара, рассчитываемый по формуле:New is that in the horizontal well of the injection well, geophysical studies are carried out to determine the oil saturation along the horizontal well, after which two columns of tubing are placed in the injection well - tubing, with the end of the smaller diameter column at the beginning of the horizontal well and the end of the column larger diameter - in the zone with oil saturation of more than 60%, and for injection of steam in the production well, one or two tubing columns are placed with the end or ends shifted horizontally Is relative to the ends of tubing injection well is not less than 10 m, in both wells are pumped steam volume calculated by the formula:

V=Lф*m,V = Lf * m,

где V - объем закачиваемого пара в горизонтальную скважину, т;where V is the volume of injected steam into a horizontal well, t;

Lф - длина фильтровой части добывающей скважины, м;Lf - length of the filter part of the producing well, m;

m - коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины, т/м,m - coefficient of steam flow per linear meter of the filter part of the horizontal well, t / m,

после окончания закачки расчетного объема пара скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ электроцентробежный насос, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления, и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра, закачку пара через нагнетательную скважину возобновляют, а отбор продукции электроцентробежным насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме электроцентробежного насоса для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины, причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы, после стабилизации температуры на входе насоса равной максимально допустимой по условиям работы, насос переводят на постоянный режим работы.after the calculated volume of steam is injected, the wells are stopped for exposure to thermocapillary impregnation and cooling of the well of the producing well, in which thermobarometric measurements are carried out by means of geophysical studies, according to the results of which the transition zones with a temperature between greater and lesser heating are detected in the horizontal well of the producing well, and among the identified of zones define a zone with a change in the angle of set of curvature of not more than 2 degrees by 10 m, in which the electron an centrifugal pump equipped with temperature and pressure sensors and a fiber-optic cable along the entire length of the filter, steam injection through the injection well is resumed, and production is taken by an electric centrifugal pump by taking a thermogram along the wellbore by means of a fiber-optic cable and measuring the temperature at the receiving of an electric centrifugal pump for monitoring the process of uniform heating of the producing well, and when the temperature of the liquid falls below the maximum allowable input the pump increases the steam injection through the injection well, and when the temperature at the inlet of the pump increases, the steam injection through the injection well is reduced and / or the pump is put into periodic operation, after stabilization of the temperature at the pump inlet equal to the maximum allowable by operating conditions, the pump is switched to constant mode work.

Новым является также то, что при длине фильтровой части добывающей скважины менее 700 м в нее спускают одну колонну НКТ, причем коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины составляет для нагнетательной скважины 8,3 т/м и для добывающей скважины - 6,6 т/м, а суточная закачка пара в нагнетательную скважину составляет 100 т/сут, а в добывающую скважину - 80 т/сут.Also new is that when the length of the filter portion of the production well is less than 700 m, one tubing string is lowered into it, and the steam flow rate per linear meter of the filter portion of the horizontal well is 8.3 t / m for the injection well and 6 for the production well 6 t / m, and the daily injection of steam into the injection well is 100 tons / day, and into the production well - 80 tons / day.

Новым является также то, что при длине фильтровой части добывающей скважины более 700 м в нее спускают две колонны НКТ, причем коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины составляет для нагнетательной скважины 8,6 т/м и для добывающей скважин - 6,4 т/м, а суточная закачка пара в нагнетательную скважину составляет 160 т/сут, а в добывающую скважину - 120 т/сут.Also new is the fact that when the length of the filtering part of the producing well is more than 700 m, two tubing columns are lowered into it, and the steam flow rate per linear meter of the filtering part of the horizontal well is 8.6 t / m for the injection well and 6 for the producing well , 4 t / m, and the daily injection of steam into the injection well is 160 tons / day, and into the production well - 120 tons / day.

На фиг. 1 показана схема прогрева пласта с длиной фильтровой части добывающей скважины менее 700 м.In FIG. 1 shows a diagram of the heating of the formation with the length of the filter part of the producing well less than 700 m

На фиг. 2 показана схема прогрева пласта с длиной фильтровой части добывающей скважины более 700 м.In FIG. Figure 2 shows the formation heating scheme with the length of the filter part of the production well exceeding 700 m.

На фиг. 3 показана схема эксплуатации пласта с размещением насоса в добывающей скважине.In FIG. 3 shows a reservoir operation diagram with a pump in a production well.

Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство в продуктивном пласте 1 (фиг. 1, 2 и 3) горизонтальных добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине 2, создание проницаемой зоны между скважинами 2 и 3 за счет нагнетания водяного пара в обе скважины 2 и 3. После создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину 3, а из добывающей горизонтальной скважины 2 отбирают продукцию насосом 4 (фиг. 3). В горизонтальном стволе нагнетательной скважины 3 (фиг. 1 и 2) проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола скважины 3, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ 5 и 6, при этом конец колонны меньшего диаметра 5 располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра 6 - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%. Для закачки пара в добывающей скважине размещают одну 7 (фиг. 1) или две 8 (фиг. 2) и 9 колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ 5 и 6 нагнетательной скважины 3 не менее чем на 10 м для обеспечения более равномерного прогрева пласта 1. При длине фильтровой части добывающей скважины менее 700 м в нее спускают одну колонну НКТ 7 (фиг. 1), а при длине фильтровой части добывающей скважины более 700 м - две колонны НКТ 8 (фиг. 2) и 9.A method for developing paired horizontal wells producing highly viscous oil involves constructing a horizontal producing well 2 and an injection well 3 located above and parallel to the producing well 2 in the producing formation 1 (FIGS. 1, 2 and 3), creating a permeable zone between the wells 2 and 3 due to the injection of water vapor into both wells 2 and 3. After creating the permeable zone, steam is supplied only to the horizontal injection well 3, and from the producing horizontal well 2 the products are taken by pump 4 (Fig. 3). In the horizontal well of injection well 3 (Fig. 1 and 2), geophysical studies are carried out to determine oil saturation along the horizontal well of 3, after which two columns of tubing are placed in the injection well - tubing 5 and 6, with the end of the smaller diameter 5 positioned at the beginning of the horizontal trunk, and the end of the column of larger diameter 6 - in the area with oil saturation of more than 60%. For steam injection, one 7 (Fig. 1) or two 8 (Fig. 2) and 9 tubing strings with horizontal displacement of the end or ends horizontally relative to the ends of tubing 5 and 6 of injection well 3 by at least 10 m are placed for producing steam more uniform heating of the formation 1. If the length of the filter part of the production well is less than 700 m, one tubing string 7 is lowered into it (Fig. 1), and if the length of the filter part of the production well is more than 700 m, two tubing strings 8 (Fig. 2) and 9 .

В обе скважины 2 (фиг. 1 и 2) и 3 закачивают объем пара, рассчитываемый по формуле:In both wells 2 (Fig. 1 and 2) and 3, the volume of steam is pumped, calculated by the formula:

V=Lф*m,V = Lf * m,

где V - объем закачиваемого пара в горизонтальную скважину 2 или 3, т;where V is the volume of injected steam into a horizontal well 2 or 3, t;

Lф - длина фильтровой части добывающей скважины 2, м;Lf - length of the filter part of the producing well 2, m;

m - коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины 2 или 3, т/м.m - coefficient of steam consumption per linear meter of the filter part of a horizontal well 2 or 3, t / m

При длине фильтровой части добывающей скважины менее 700 м (фиг. 1) коэффициент расхода пара (m) на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины 2 или 3 составляет для нагнетательной скважины 3 - 8,3 т/м и для добывающей скважины 2 - 6,6 т/м, а суточная закачка пара (q) в нагнетательную скважину 3 составляет 100 т/сут, а в добывающую скважину 2 - 80 т/сут.When the length of the filter part of the production well is less than 700 m (Fig. 1), the steam consumption coefficient (m) per linear meter of the filter part of the horizontal well 2 or 3 is 3–8.3 t / m for the injection well and 2–6 for the production well , 6 t / m, and the daily injection of steam (q) into injection well 3 is 100 tons / day, and into production well 2 - 80 tons / day.

При длине фильтровой части добывающей скважины более 700 м (фиг. 2) коэффициент расхода пара (m) на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины 2 или 3 составляет для нагнетательной скважины 3 - 8,6 т/м и для добывающей скважины 2 - 6,4 т/м, а суточная закачка пара (q) в нагнетательную скважину 3 составляет 160 т/сут, а в добывающую скважину 2 - 120 т/сут. Большие темпы закачки при длине фильтровой части ствола скважин 2 и 3 более 700 м объясняются необходимостью увеличить скорость течения пара для снижения потерь тепла закачиваемого пара на выходе из НКТ 5, 6 и 8, 9.If the length of the filter part of the production well is more than 700 m (Fig. 2), the steam consumption coefficient (m) per linear meter of the filter part of the horizontal well 2 or 3 is 3–8.6 t / m for the injection well and 2–6 for the production well , 4 t / m, and the daily injection of steam (q) into injection well 3 is 160 tons / day, and into production well 2 - 120 tons / day. The high injection rates with the length of the filter part of the wellbore 2 and 3 exceeding 700 m are explained by the need to increase the steam flow rate to reduce the heat loss of the injected steam at the outlet of tubing 5, 6 and 8, 9.

После окончания закачки расчетного объема пара (V), скважины 2 (фиг. 1 и 2) и 3 останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 2, в которой после извлечения одной колонны НКТ 7 (фиг. 1) или двух колонн НКТ 8 (фиг. 2) и 9 проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. По результатам исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины 2 (фиг. 3) выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ 10 электроцентробежный насос 4, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления (на фиг. 3 не показаны) и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра. Закачку пара через нагнетательную скважину 3 возобновляют, а отбор продукции электроцентробежным насосом 4 проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2 посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме электроцентробежного насоса 4 для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины 2. При снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса 4 увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину 3. При повышении температуры на входе насоса 4 снижают закачку пара через нагнетательную скважину 5 и/или переводят насос 4 в периодический режим работы. После стабилизации температуры на входе электроцентробежного насоса 4, равной максимально допустимой по условиям работы, насос 4 переводят на постоянный режим работы.After the injection of the calculated volume of steam (V), wells 2 (Figs. 1 and 2) and 3 are stopped for holding for thermocapillary impregnation and cooling of the well of production well 2, in which after removing one tubing string 7 (Fig. 1) or two columns Tubing 8 (Fig. 2) and 9 conduct thermobarometric measurements through geophysical studies. According to the results of studies in a horizontal wellbore of production well 2 (Fig. 3), transition zones with a temperature between greater and lesser heating are detected, and among the identified zones, a zone with a change in the angle of set of curvature of not more than 2 degrees by 10 m, in which the descent is placed on the column The tubing 10 is an electric centrifugal pump 4 equipped with temperature and pressure sensors (not shown in FIG. 3) at the receiving end and an optical fiber cable along the entire length of the filter. Steam injection through the injection well 3 is resumed, and the selection of products by the electric centrifugal pump 4 is carried out by taking a thermogram along the wellbore of the producing well 2 by means of a fiber optic cable and measuring the temperature at the receiving of the electric centrifugal pump 4 to control the uniform heating of the producing well 2. When the temperature of the liquid decreases below the maximum allowable at the inlet of the pump 4 increase the injection of steam through the injection well 3. When the temperature at the inlet of the pump 4 increases, the injection is reduced steam through the injection well 5 and / or transfer the pump 4 to the periodic mode of operation. After stabilization of the temperature at the inlet of the electric centrifugal pump 4, equal to the maximum permissible under the operating conditions, the pump 4 is transferred to a constant mode of operation.

Пример конкретного выполненияConcrete example

В пласте 1 (фиг. 1 и 2) вязкость нефти составляет 27350*10-6 м2/с (при 8°C). На месторождении производят строительство пары одноустьевых горизонтальных скважин 2 и 3. Нагнетательная скважина 3 с горизонтальным стволом длиной 812 м на глубине 97 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол скважины 3 обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром (не показано). Добывающая скважина 2 с горизонтальным стволом длиной 817 м на глубине 103 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена колонной с щелями - щелевым фильтром (не показано). В горизонтальном стволе нагнетательной скважины 3 проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола скважины 3, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ 5 и 6. В нагнетательной скважине 3 конец первой колонны НКТ 5 диаметром 60 мм на глубину 230 м, конец второй колонны НКТ 6 диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола в зону с нефтенасыщенностью 68% на глубину 635 м. В добывающей скважине 2 конец первой колонны НКТ 8 диаметром 60 мм спускают на глубину 320 м, конец второй колонны НКТ 9 диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола на глубину 753 м, причем концы колонн 8 и 9 разнесены по горизонтали на 70 м и 90 м от колонн 4 и 5 соответственно. Далее закачивают пар расчетного объема для освоения и создания гидродинамической связи между парой скважин с коэффициентом расхода пара (m) на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины 2 или 3 для нагнетательной скважины 3 - 8,6 т/м и для добывающей скважины 2 - 6,4 т/м и с суточным расходом 160 т/сут для нагнетательной скважины и 120 т/сут для добывающей скважины. После окончания закачки расчетного объема пара скважины 2 и 3 останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 2, в которой после извлечения двух колонн НКТ 8 и 9 проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. По результатам исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины 2 (фиг. 3) выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ 10 электроцентробежный насос 4 марки ЭЦН5А-160-300, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления, и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра. Информация с датчиков по кабелю передается на устье скважины 2.In reservoir 1 (Fig. 1 and 2), the oil viscosity is 27350 * 10 -6 m 2 / s (at 8 ° C). A pair of single-mouth horizontal wells 2 and 3 are being constructed at the field. Injection well 3 with a horizontal wellbore 812 m long at a depth of 97 m has been drilled with a bit with a diameter of 244.5 mm. The horizontal wellbore 3 is cased with a column with slots — a slotted filter (not shown). Production well 2 with a horizontal well 817 m long at a depth of 103 m was drilled with a bit with a diameter of 244.5 mm and cased with a column with slots - a slotted filter (not shown). In a horizontal well of injection well 3, geophysical studies are carried out to determine oil saturation along the horizontal well of 3, after which two columns of tubing are placed in the injection well - tubing 5 and 6. In injection well 3, the end of the first tubing string 5 with a diameter of 60 mm to a depth 230 m, the end of the second tubing string 6 with a diameter of 89 mm is lowered into the second half of the horizontal wellbore into the zone with oil saturation of 68% to a depth of 635 m. In the production well 2, the end of the first tubing string 8 with a diameter of 60 mm are lowered to a depth of 320 m, the end of the second tubing string 9 with a diameter of 89 mm is lowered into the second half of the horizontal shaft to a depth of 753 m, and the ends of columns 8 and 9 are spaced horizontally 70 m and 90 m from columns 4 and 5, respectively. Next, steam of the calculated volume is pumped to develop and create a hydrodynamic connection between a pair of wells with a steam flow coefficient (m) per linear meter of the filter part of a horizontal well 2 or 3 for an injection well of 3–8.6 t / m and for a production well of 2–6 , 4 t / m and with a daily flow rate of 160 t / day for an injection well and 120 t / day for a production well. After the calculated steam injection is completed, wells 2 and 3 are stopped for exposure to thermocapillary impregnation and cooling of the well of production well 2, in which, after removing two tubing strings 8 and 9, thermobarometric measurements are carried out by means of geophysical studies. According to the results of studies in a horizontal wellbore of production well 2 (Fig. 3), transition zones with a temperature between greater and lesser heating are detected, and among the identified zones, a zone with a change in the angle of set of curvature of not more than 2 degrees by 10 m is determined, in which the descent on the column is placed NKT 10 electric centrifugal pump 4 of the ETsN5A-160-300 brand, equipped with temperature and pressure sensors at the reception, and an optical fiber cable along the entire length of the filter. Information from the sensors is transmitted by cable to the wellhead 2.

Закачивают пар через нагнетательную скважину 3 примерно 160 т/сут и отбирают пластовую продукцию посредством электроцентробежного насоса 4 через добывающую скважину 2. Снимают термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2 и замеряют температуру и давление на приеме электроцентробежного насоса 4.Steam is pumped through injection well 3 at about 160 t / day and formation products are collected by means of an electric centrifugal pump 4 through production well 2. Thermograms are taken along the barrel of production well 2 and the temperature and pressure at the intake of electric centrifugal pump 4 are measured.

Допустимая температура на приеме данного электроцентробежного насоса 4 составляет 128,6°C. Температура на приеме электроцентробежного насоса составляет 121,9°C. При такой температуре эксплуатируют насос 4 в постоянном режиме. Увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину 3 примерно на 10%.The permissible intake temperature of this electric centrifugal pump 4 is 128.6 ° C. The temperature at the inlet of the electric centrifugal pump is 121.9 ° C. At this temperature, operate the pump 4 in a constant mode. The steam injection through injection well 3 is increased by about 10%.

При температуре в районе электроцентробежного насоса более 128,6°C переводят насос 4 в периодический режим работы 80/20 (80 минут эксплуатации / 20 минут бездействия и т.д.) и снижают закачку пара в нагнетательной скважине 3 примерно на 10%.When the temperature in the region of the electric centrifugal pump is more than 128.6 ° C, the pump 4 is put into 80/20 periodic operation (80 minutes of operation / 20 minutes of inactivity, etc.) and the steam injection in injection well 3 is reduced by about 10%.

Добиваются постоянного режима работы электроцентробежного насоса 4 с необходимым расходом для поддержания температуры жидкости на приеме электроцентробежного насоса 4, близкой, но не более 128,6°C.Achieve a constant mode of operation of the electric centrifugal pump 4 with the necessary flow rate to maintain the temperature of the liquid at the reception of the electric centrifugal pump 4, close, but not more than 128.6 ° C.

За счет постоянного контроля за термограммами в добывающей скважине 2 не было зафиксировано ни одного прорыва пара. Равномерность прогрева по всей длине добывающей скважины 2 поддерживают за счет использования двух труб НКТ 4 и 5 разного диаметра в нагнетательной скважине 3. Использование погружного электроцентробежного насоса 4 позволило увеличить отбор продукции из пласта за счет увеличения вдвое времени безаварийной работы.Due to the constant monitoring of thermograms in the producing well 2, not a single steam break was recorded. The uniformity of heating along the entire length of production well 2 is supported by the use of two tubing 4 and 5 of different diameters in injection well 3. The use of a submersible electric centrifugal pump 4 made it possible to increase the selection of products from the formation by doubling the time of trouble-free operation.

Предлагаемый способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяет снизить материальные и энергетические затраты за счет использования одноустьевых скважин, исключить неравномерность прогрева и прорыва пара в добывающую скважину за счет применения контроля прогрева и увеличить надежность работы за счет использования погружных электроцентробежных насосов.The proposed method for the development of paired horizontal wells producing highly viscous oil allows to reduce material and energy costs through the use of single-well wells, to eliminate uneven heating and breakthrough of steam into the production well through the use of heating control and to increase the reliability through the use of submersible electric centrifugal pumps.

Claims (8)

1. Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающий строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, причем после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину, а из добывающей горизонтальной скважины отбирают продукцию, отличающийся тем, что в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, а для закачки пара в добывающей скважине размещают одну или две колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, в обе скважины закачивают объем пара, рассчитываемый по формуле:1. A method of developing paired horizontal wells producing highly viscous oil, including the construction of a horizontal producing well and an injection well located higher and parallel to the producing well, creating a permeable zone between the wells by injecting water vapor into both wells, and after creating the permeable zone only steam is supplied into the horizontal injection well, and from the horizontal production well, products are selected, characterized in that in the horizontal injection well wells conduct geophysical studies to determine oil saturation along a horizontal well, after which two tubing strings — tubing — are placed in the injection well, with the end of a smaller diameter column being placed at the beginning of a horizontal well and the end of a larger diameter column in an area with more than 60 oil saturation %, and for steam injection in the production well, one or two tubing columns are placed with the end or ends displaced horizontally relative to the ends of the tubing of the injection well for at least h volume per 10 m, a volume of steam is calculated in both wells, calculated by the formula: V=Lф*m,V = Lf * m, где V - объем закачиваемого пара в горизонтальную скважину, т;where V is the volume of injected steam into a horizontal well, t; Lф - длина фильтровой части добывающей скважины, м;Lf - length of the filter part of the producing well, m; m - коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины, т/м,m - coefficient of steam flow per linear meter of the filter part of the horizontal well, t / m, после окончания закачки расчетного объема пара скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают оптоволоконный кабель и спускаемый на колонне НКТ электроцентробежный насос, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления, закачку пара через нагнетательную скважину возобновляют, а отбор продукции электроцентробежным насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме электроцентробежного насоса для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины, причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы, после стабилизации температуры на входе насоса электроцентробежного, равной максимально допустимой по условиям работы, насос переводят на постоянный режим работы.after the calculated volume of steam is injected, the wells are stopped for exposure to thermocapillary impregnation and cooling of the well of the producing well, in which thermobarometric measurements are carried out by means of geophysical studies, according to the results of which the transition zones with a temperature between greater and lesser heating are detected in the horizontal well of the producing well, and among the identified of zones define a zone with a change in the angle of set of curvature of not more than 2 degrees by 10 m, in which the fiber optic cable is placed and the trigger the electric centrifugal pump on the tubing string equipped with temperature and pressure sensors for receiving is renewed, steam injection through the injection well is resumed, and the production of the electric centrifugal pump is carried out by taking a thermogram along the wellbore via a fiber optic cable and measuring the temperature at the electric centrifugal pump receiving to control the uniform heating process production wells, and with decreasing fluid temperature below the maximum allowable at the pump inlet, increase steam pumping through the injection well, and with increasing temperature at the pump inlet, the steam injection through the injection well is reduced and / or the pump is put into periodic operation, after stabilization of the temperature at the pump inlet electric centrifugal equal to the maximum allowable by operating conditions, the pump is transferred to a constant mode of operation . 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при длине фильтровой части добывающей скважины менее 700 м в нее спускают одну колонну НКТ, причем коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины составляет для нагнетательной скважины 8,3 т/м и для добывающей скважины 6,6 т/м, а суточная закачка пара в нагнетательную скважину составляет 100 т/сут, а в добывающую скважину - 80 т/сут.2. The method according to p. 1, characterized in that when the length of the filter part of the producing well is less than 700 m, one tubing string is lowered into it, and the steam flow rate per linear meter of the filter part of the horizontal well is 8.3 t / m for the injection well and for the producing well 6.6 t / m, and the daily injection of steam into the injection well is 100 t / day, and into the producing well - 80 t / day. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при длине фильтровой части добывающей скважины более 700 м в нее спускают две колонны НКТ, причем коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины составляет для нагнетательной скважины 8,6 т/м и для добывающей скважин 6,4 т/м, а суточная закачка пара в нагнетательную скважину составляет 160 т/сут, а в добывающую скважину - 120 т/сут.3. The method according to p. 1, characterized in that when the length of the filter part of the producing well more than 700 m, two tubing columns are lowered into it, and the steam flow rate per linear meter of the filter part of the horizontal well is 8.6 t / m for the injection well and for production wells 6.4 t / m, and the daily injection of steam into the injection well is 160 tons / day, and into the production well - 120 tons / day.
RU2017124645A 2017-07-07 2017-07-07 Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil RU2663527C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017124645A RU2663527C1 (en) 2017-07-07 2017-07-07 Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017124645A RU2663527C1 (en) 2017-07-07 2017-07-07 Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2663527C1 true RU2663527C1 (en) 2018-08-07

Family

ID=63142762

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017124645A RU2663527C1 (en) 2017-07-07 2017-07-07 Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2663527C1 (en)

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2713277C1 (en) * 2019-09-30 2020-02-04 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method of operating a pair of wells producing high-viscosity 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
RU2724837C1 (en) * 2020-02-10 2020-06-25 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of super-viscous oil deposit
RU2724707C1 (en) * 2020-01-14 2020-06-25 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil
RU2733251C1 (en) * 2020-02-28 2020-09-30 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method of operation of pair of wells producing high-viscosity oil, with injection stop
CN114198075A (en) * 2021-12-01 2022-03-18 中国石油天然气股份有限公司 Method for adjusting steam suction profile of thickened oil horizontal well
RU2779868C1 (en) * 2022-03-25 2022-09-14 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for developing high-viscosity or bituminous oil deposits using paired horizontal wells

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4434849A (en) * 1978-09-07 1984-03-06 Heavy Oil Process, Inc. Method and apparatus for recovering high viscosity oils
RU2287677C1 (en) * 2005-12-16 2006-11-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for extracting oil-bitumen deposit
RU2431745C1 (en) * 2010-04-20 2011-10-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of two well head horizontal wells
WO2012026837A1 (en) * 2010-08-23 2012-03-01 Щлюмберже Холдингс Лимитед Method for preheating an oil-saturated formation
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

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4434849A (en) * 1978-09-07 1984-03-06 Heavy Oil Process, Inc. Method and apparatus for recovering high viscosity oils
RU2287677C1 (en) * 2005-12-16 2006-11-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for extracting oil-bitumen deposit
RU2431745C1 (en) * 2010-04-20 2011-10-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of two well head horizontal wells
WO2012026837A1 (en) * 2010-08-23 2012-03-01 Щлюмберже Холдингс Лимитед Method for preheating an oil-saturated formation
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

Cited By (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2713277C1 (en) * 2019-09-30 2020-02-04 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method of operating a pair of wells producing high-viscosity 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
RU2724707C1 (en) * 2020-01-14 2020-06-25 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil
RU2724837C1 (en) * 2020-02-10 2020-06-25 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of super-viscous oil deposit
RU2733251C1 (en) * 2020-02-28 2020-09-30 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method of operation of pair of wells producing high-viscosity oil, with injection stop
CN114198075A (en) * 2021-12-01 2022-03-18 中国石油天然气股份有限公司 Method for adjusting steam suction profile of thickened oil horizontal well
CN114198075B (en) * 2021-12-01 2024-05-07 中国石油天然气股份有限公司 Method for adjusting steam absorption profile of thickened oil horizontal well
RU2779868C1 (en) * 2022-03-25 2022-09-14 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for developing high-viscosity or bituminous oil deposits using paired horizontal wells
RU2784700C1 (en) * 2022-06-28 2022-11-29 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for developing paired horizontal wells producing high-viscosity oil
RU2795283C1 (en) * 2023-02-10 2023-05-02 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for developing superviscous oil deposits
RU2814235C1 (en) * 2023-07-24 2024-02-28 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones
RU2813871C1 (en) * 2023-10-04 2024-02-19 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2663527C1 (en) Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil
RU2663526C1 (en) Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells
RU2584437C1 (en) Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil
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
RU2287677C1 (en) Method for extracting oil-bitumen deposit
RU2663528C1 (en) Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil
RU2555713C1 (en) Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen
RU2410534C1 (en) Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit by using two-head horizontal wells
RU2496979C1 (en) Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation
RU2694317C1 (en) Method of completion and development of steam horizontal wells producing high-viscosity oil
RU2211318C2 (en) Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation
RU2527984C1 (en) Development method of ultraviscous oil deposit
RU103845U1 (en) DEVICE FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OIL OR BITUMEN
RU2678738C1 (en) Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method
RU2550635C1 (en) Development method for high-viscosity oil or bitumen field
RU2321734C1 (en) Method for fractured highly-viscous oil reservoir development
RU2610966C1 (en) Highly viscous oil or bitumen field development method
RU2431745C1 (en) Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of two well head horizontal wells
RU2724707C1 (en) Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil
RU2690588C2 (en) Method of super-viscous oil field development
RU2543848C1 (en) Development method of heavy oil or bitumen mine field with controlled product extraction from horizontal wells
RU2689102C2 (en) Method for development of high-viscosity oil deposit
RU2673825C1 (en) Method for developing of reservoir of super-viscous oil or bitumen under thermal exposure
RU2695478C1 (en) Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20190708

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20210310