RU2713023C1 - Method of bitumen deposit development with horizontal wells with distributed perforation - Google Patents
Method of bitumen deposit development with horizontal wells with distributed perforation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2713023C1 RU2713023C1 RU2019106108A RU2019106108A RU2713023C1 RU 2713023 C1 RU2713023 C1 RU 2713023C1 RU 2019106108 A RU2019106108 A RU 2019106108A RU 2019106108 A RU2019106108 A RU 2019106108A RU 2713023 C1 RU2713023 C1 RU 2713023C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- horizontal
- well
- holes
- injection
- wells
- Prior art date
Links
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
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/08—Screens or liners
-
- 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
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке битумной залежи с терригенным типом коллектора с применением закачки пара, а также использованием в горизонтальных стволах скважин эксплуатационных колонн с распределенной перфорацией.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of bitumen deposits with a terrigenous type of reservoir using steam injection, as well as the use of production casing with distributed perforation in horizontal wellbores.
Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий определение величины проницаемости продуктивного интервала, коэффициента гидродинамического совершенства, радиуса скважины и максимальной плотности перфорации скважин, осуществление перфорации, освоения и запуска скважины в эксплуатацию. Дополнительно определяют радиус контура питания, максимальную плотность перфорации определяют по пласту, имеющему наименьшую проницаемость, а определение величины проницаемости, коэффициента гидродинамического совершенства и максимальной плотности перфорации осуществляют для каждого пласта продуктивного интервала, при этом плотность перфорации для каждого пласта определяют из условия равенства продолжительности выработки отдельных пластов. Дополнительно при вскрытии пластов с водонефтяным контактом производят перфорацию с различной плотностью, изменяющейся от оптимального на кровле до нуля по направлению к водонефтяному контакту по продуктивному интервалу (патент РФ №2066368 Е21В 43/16, опубл. 10.09.1996).A known method of developing a multilayer oil reservoir, including determining the permeability of the productive interval, the coefficient of hydrodynamic perfection, the radius of the well and the maximum density of perforation of the wells, the implementation of perforation, development and commissioning of the well into operation. In addition, the radius of the feed circuit is determined, the maximum perforation density is determined by the formation having the lowest permeability, and the permeability, hydrodynamic perfection coefficient and maximum perforation density are determined for each formation of the productive interval, while the perforation density for each formation is determined from the condition that the production duration of the individual layers. Additionally, when opening formations with a water-oil contact, perforation is carried out with different densities, varying from optimal on the roof to zero in the direction of the oil-water contact at a productive interval (RF patent No. 2066368 ЕВВ 43/16, publ. 10.09.1996).
Недостатком известного способа является то, что в процессе разработки битумной залежи с закачкой пара, происходит быстрый прорыв пара к добывающей скважине, что снижает конечную нефтеотдачу.The disadvantage of this method is that in the process of developing a bitumen deposit with steam injection, there is a quick breakthrough of steam to the producing well, which reduces the final oil recovery.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи вязкой нефти или битума, включающий бурение и обустройство не менее одной пары горизонтальных скважин для парогравитационного воздействия с расположением ствола нагнетательной скважины параллельно в вертикальной плоскости над стволом добывающей скважины, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую. Конфигурацию скважин выполняют по форме залежи: восходящими в начале пласта, горизонтальными в центральной части и спадающими в конце пласта, причем угол восхождения и спада добывающей скважины равен углу падения пласта, а угол восхождения и спада нагнетательной скважины в 1-2,2 раза больше угла падения пласта, минимальное расстояние от перфорационных отверстий добывающей скважины до водонефтяного контакта ВНК принимают 2 м, минимальное расстояние между стволами добывающей и горизонтальной скважины в месте перфорационных отверстий - 3 м, максимальное расстояние между горизонтальными участками стволов добывающей и нагнетательной скважин - 10 м, распределение плотности перфорации на восходящем и нисходящем участках определяют по формуле: nx=n0+Lx/A, где nx - число перфорационных отверстий на восходящем или нисходящем участке на расстоянии X от начала ствола с перфорацией; n0 - минимальная плотность перфорации на участке с наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами в перфорированных частях стволов; Lx - длина восходящей или нисходящей части перфорированного ствола на расстоянии X от его начала с перфорацией; А=30-60 м. После бурения и освоения скважин на протяжении 1-6 месяцев прогревают призабойную зону закачкой пара в добывающую и нагнетательную скважины под давлением 1-2 МПа, либо скважинными нагревателями, после чего пускают нагнетательную скважину с постоянной приемистостью пара 75-95 м3/сут, а добывающую скважину под добычу с забойным давлением 0,25-0,35 МПа (патент РФ №2513484, кл. Е21В 43/24, Е21В 7/04, опубл. 20.04.2014 - прототип).The closest in technical essence to the proposed method is a method of developing a reservoir of viscous oil or bitumen, including drilling and equipping at least one pair of horizontal wells for steam and gravity treatment with the location of the injection well parallel to the vertical plane above the production well, injecting steam into the injection well and selection of products through mining. The wells are configured according to the shape of the reservoir: ascending at the beginning of the formation, horizontal in the central part and falling at the end of the formation, with the angle of rise and fall of the producing well equal to the angle of incidence of the formation, and the angle of rise and fall of the injection well 1-2-2 times the angle formation fall, the minimum distance from the perforations of the producing well to the oil-water contact of the oil-and-gas complex is 2 m, the minimum distance between the trunks of the producing and horizontal wells at the location of the perforations is 3 m, the maximum distance between the horizontal sections of the shafts of the producing and injection wells is 10 m, the distribution of perforation density in the ascending and descending sections is determined by the formula: n x = n 0 + L x / A, where n x is the number of perforations in the ascending or descending section in distance X from the beginning of the barrel with perforation; n 0 - the minimum density of perforation in the area with the smallest distance between the producing and injection wells in the perforated parts of the trunks; L x - the length of the ascending or descending part of the perforated barrel at a distance X from its beginning with perforation; A = 30-60 m. After drilling and developing wells, the bottom-hole zone is heated for 1-6 months by injecting steam into the producing and injection wells at a pressure of 1-2 MPa, or by downhole heaters, after which the injection well is launched with constant steam injectivity of 75- 95 m 3 / day, and a producing well for production with a bottomhole pressure of 0.25-0.35 MPa (RF patent No. 2513484, CL ЕВВ 43/24, ЕВВ 7/04, publ. 04/20/2014 - prototype).
В известном способе не учитывается тот факт, что в каждой скважине депрессия или репрессия на пласт вдоль горизонтального ствола распределена неравномерно. Кроме того, не решена проблема, связанная с выносом песка. В результате нефтеотдача битумной залежи остается невысокой.The known method does not take into account the fact that in each well the depression or repression on the formation along the horizontal well is unevenly distributed. In addition, the problem associated with the removal of sand is not resolved. As a result, oil recovery of bitumen deposits remains low.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи битумной залежи.In the proposed invention solves the problem of increasing oil recovery bitumen deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки битумной залежи горизонтальными скважинами с распределенной перфорацией, включающем бурение паронагнетательной горизонтальной скважины и, расположенной параллельно, горизонтальной добывающей скважины, цементирование стволов и вторичное вскрытие пластов, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, согласно изобретению, рассчитывают изменение давления вдоль горизонтальных стволов скважин, горизонтальные стволы делят на интервалы по 10-50 м, в добывающей и/или нагнетательной скважинах размеры перфорационных отверстий и их плотность выполняют таким образом, чтобы в каждом интервале депрессия или, соответственно, репрессия на пласт отличалась не более, чем на 5%, в горизонтальный перфорированный ствол добывающей скважины спускают фильтр, представляющий из себя трубу с множественными щелевидными отверстиями, расположенными перпендикулярно оси трубы, причем ширина отверстий составляет 100-200 мкм, расстояние между отверстиями - 100-500 мкм, а длина - 0,2-0,9 от длины окружности фильтра.The problem is solved in that in the method of developing a bitumen deposit by horizontal wells with distributed perforations, including drilling a steam injection horizontal well and parallel to the horizontal producing well, cementing the boreholes and re-opening the formations, injecting steam into the injection well and selecting products from the producing well, according to the invention, calculate the pressure change along the horizontal wellbores, horizontal wells are divided into intervals of 10-50 m, in the production and / or injection wells, the dimensions of the perforations and their density are performed so that in each interval the depression or, correspondingly, the repression on the formation differs by no more than 5%, a filter consisting of a pipe is lowered into the horizontal perforated wellbore of the producing well multiple slit-like holes located perpendicular to the axis of the pipe, and the width of the holes is 100-200 microns, the distance between the holes is 100-500 microns, and the length is 0.2-0.9 of the filter circumference.
Сущность изобретения.SUMMARY OF THE INVENTION
Разработка битумной залежи характеризуется недовыработкой остаточных запасов, низким коэффициентом охвата пластов и невысокой нефтеотдачей в связи с неравномерным распределением депрессии в добывающих скважинах и репрессии в нагнетательных скважинах. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять наиболее полную выработку нефти из таких залежей. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи битумной залежи. Задача решается следующим образом.The development of a bitumen deposit is characterized by underdevelopment of residual reserves, low reservoir coverage and low oil recovery due to the uneven distribution of depression in production wells and repression in injection wells. Existing technical solutions do not fully allow for the most complete production of oil from such deposits. In the proposed invention solves the problem of increasing oil recovery bitumen deposits. The problem is solved as follows.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
На участке битумной залежи с терригенным типом коллектора бурят паронагнетательную горизонтальную скважину и, расположенную параллельно, горизонтальную добывающую скважину. Стволы горизонтальных скважин обсаживают эксплуатационными колоннами, цементируют и вторично вскрывают. В добывающей и/или нагнетательной скважинах рассчитывают изменение давления в горизонтальных стволах от носка к пятке. Данные горизонтальные стволы делят на интервалы по 10-50 м. Размеры перфорационных отверстий в горизонтальных стволах и их плотность выполняют таким образом, чтобы в каждом интервале депрессия (в добывающей скважине) или репрессия (в нагнетательной скважине) на пласт отличалась не более, чем на 5%, по сравнению с депрессией или, соответственно, репрессией в соседнем интервале.A horizontal injection well and, in parallel, a horizontal production well are drilled in a bitumen deposit with a terrigenous reservoir type. Horizontal wells are cased with production casing, cemented and re-opened. In the production and / or injection wells, the pressure change in the horizontal trunks from toe to heel is calculated. These horizontal shafts are divided into intervals of 10-50 m. The dimensions of the perforations in the horizontal shafts and their density are performed so that in each interval the depression (in the producing well) or the repression (in the injection well) of the formation differs by no more than 5%, compared with depression or, accordingly, repression in the neighboring interval.
Согласно исследованиям, давление в стволе горизонтальной скважины распределено неравномерно. Предлагаемая в способе распределенная перфорация способствует максимальному выравниванию как фронта закачки пара от горизонтальной нагнетательной скважины, так и притоку к горизонтальному стволу добывающей скважины, что в результате повышает охват пласта и нефтеотдачу. При длине интервала более 50 м разница в депрессии или репрессии по сравнению с соседним интервалом существенно влияет на равномерность притока или, соответственно, фронта вытеснения, что снижает нефтеотдачу, тогда как при менее 10 м разница будет не существенна. При отличии депрессии или репрессии по сравнению с соседним интервалом более, чем на 5%, снижается эффективность выработки запасов ввиду неравномерности притока и/или фронта вытеснения.According to studies, the pressure in the horizontal wellbore is unevenly distributed. The distributed perforation proposed in the method maximizes the alignment of both the steam injection front from the horizontal injection well and the inflow to the horizontal well of the producing well, which as a result increases the coverage of the formation and oil recovery. With an interval length of more than 50 m, the difference in depression or repression compared to the adjacent interval significantly affects the uniformity of the inflow or, correspondingly, the displacement front, which reduces oil recovery, while at less than 10 m the difference will not be significant. When depression or repression differs by more than 5% compared to the adjacent interval, the efficiency of reserves production decreases due to the uneven flow and / or displacement front.
В горизонтальный перфорированный ствол добывающей скважины спускают фильтр, представляющий из себя трубу с множественными щелевидными отверстиями, расположенными перпендикулярно оси трубы, причем ширина отверстий составляет 100-200 мкм, расстояние между отверстиями - 100-500 мкм, а длина - 0,2-0,9 от длины окружности фильтра.A filter is lowered into a horizontal perforated wellbore of a producing well, which is a pipe with multiple slit-like openings located perpendicular to the axis of the pipe, the width of the holes being 100-200 μm, the distance between the holes being 100-500 μm, and the length 0.2-0. 9 from the circumference of the filter.
Исследования показали, что такая конструкция отверстий позволяет предотвратить попадание песка в ствол добывающей скважины. Размер частиц песка для большинства коллекторов составляет 0,2-5 мм, редко встречаются частицы до 0,14 мм. При ширине отверстий более 200 мкм, мелкодисперсная часть песка часть попадает в ствол скважины, что приводит к снижению межремонтного периода работы скважины, падению темпов отбора нефти, а при менее чем 100 мкм - не имеет смысла, т.к. частицы песка с подобным размером практически не встречаются. Таким образом, чаще всего применяют фильтры с отверстиями шириной 150 мкм.Studies have shown that this hole design prevents sand from entering the production wellbore. The size of sand particles for most collectors is 0.2-5 mm, rarely particles up to 0.14 mm are found. When the width of the holes is more than 200 μm, the finely dispersed part of the sand falls into the wellbore, which leads to a decrease in the overhaul period of the well, a decrease in the rate of oil extraction, and at less than 100 microns it makes no sense, because sand particles with a similar size are practically not found. Thus, filters with holes with a width of 150 microns are most often used.
При расстоянии между отверстиями менее 100 мкм снижается конструктивная прочность фильтра, а при более 500 мкм уменьшается пропускная способность фильтра и, соответственно, дебит скважины.When the distance between the holes is less than 100 microns, the structural strength of the filter decreases, and at more than 500 microns, the filter throughput and, accordingly, the flow rate of the well decrease.
Длина отверстий 0,2-0,9 от длины окружности фильтра обусловлена толщиной стенок данных фильтров и пропускной способностью отверстий. Логично, что данные отверстия не могут быть сплошными по всей длине окружности фильтра. При большой толщине стенки фильтра возможно применение длины отверстий 0,9 от длины окружности фильтра, однако при более 0,9 - снижается конструктивная прочность фильтра. При небольшой толщине стенки фильтра допустимо применение длины отверстий 0,2 от длины окружности фильтра, однако при менее 0,2 - уменьшается пропускная способность фильтра и, соответственно, дебит скважины.The length of the holes 0.2-0.9 of the circumference of the filter is due to the thickness of the walls of these filters and the throughput of the holes. It is logical that these holes cannot be continuous along the entire circumference of the filter. With a large filter wall thickness, it is possible to use a hole length of 0.9 of the circumference of the filter, however, with more than 0.9, the structural strength of the filter decreases. With a small thickness of the filter wall, the use of hole lengths of 0.2 on the circumference of the filter is permissible, but with less than 0.2, the filter capacity and, accordingly, the flow rate of the well decrease.
Аналогичные работы проводят на других участках залежи. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.Similar work is carried out in other parts of the reservoir. Development is carried out until the full economically viable development of deposits.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи битумной залежи.The result of the implementation of this method is to increase the oil recovery of bitumen deposits.
Примеры конкретного выполнения способа.Examples of specific performance of the method.
Пример 1. Залежь нефти представлена терригенными отложениями с битумной нефтью. Средняя нефтенасыщенная толщина - 10 м, глубина залегания кровли пласта - 190 м, вязкость нефти в пластовых условиях - 18000 мПа⋅с, начальная пластовая температура 9°С.Example 1. An oil deposit is represented by terrigenous deposits with bitumen oil. The average oil-saturated thickness is 10 m, the depth of the formation roof is 190 m, the viscosity of the oil in the reservoir is 18,000 mPa⋅s, and the initial reservoir temperature is 9 ° C.
На участке данной залежи бурят паронагнетательную горизонтальную скважину и, расположенную ниже, горизонтальную добывающую скважину. Длины горизонтальных стволов данных скважин составляют по 300 м. Стволы горизонтальных скважин обсаживают эксплуатационными колоннами диаметром 146 мм, цементируют и вторично вскрывают.A steam injection horizontal well and, below, a horizontal production well are drilled in the area of this deposit. The lengths of the horizontal wells of these wells are 300 m long. The horizontal wells are cased with production cores with a diameter of 146 mm, cemented and re-opened.
В добывающей и нагнетательной скважинах рассчитывают изменение давления вдоль горизонтальных стволов. Согласно расчетам, было выявлено, что от носка и пятки к центральной части горизонтального ствола депрессия уменьшается от 5 до 3 МПа. Данные горизонтальные стволы делят на интервалы, длинами от 10 до 50 м. Размеры перфорационных отверстий в горизонтальных стволах и их плотность выполняют таким образом, чтобы в каждом интервале депрессия (в добывающей скважине) или репрессия (в нагнетательной скважине) на пласт отличалась не более чем на 5%, по сравнению с депрессией или, соответственно, репрессией в соседнем интервале. Для этого депрессию и репрессию рассчитывают с учетом коэффициента совершенства скважины по вскрытию.In production and injection wells, pressure changes along horizontal shafts are calculated. According to calculations, it was found that from the toe and heel to the central part of the horizontal trunk, depression decreases from 5 to 3 MPa. These horizontal shafts are divided into intervals with lengths of 10 to 50 m. The dimensions of the perforations in the horizontal shafts and their density are performed so that in each interval the depression (in the producing well) or repression (in the injection well) of the formation differs no more than by 5%, compared with depression or, accordingly, repression in the neighboring interval. To do this, depression and repression are calculated taking into account the coefficient of well perfection at opening.
Далее в горизонтальный перфорированный ствол добывающей скважины спускают фильтр диаметром 73 мм, представляющий из себя трубу с толщиной стенки 6,5 мм, в которой выполнены множественные щелевидные протяженные отверстия, расположенные перпендикулярно оси трубы. Ширина отверстий составляет 100 мкм, расстояние между отверстиями - 100 мкм. Длина отверстий составляет 0,9 от длины окружности фильтра, т.е. 0,9⋅3,14⋅0,073=0,21 м.Next, a filter with a diameter of 73 mm is lowered into a horizontal perforated wellbore of a producing well, which is a pipe with a wall thickness of 6.5 mm, in which multiple slit-like extended holes are made, perpendicular to the axis of the pipe. The width of the holes is 100 μm, the distance between the holes is 100 μm. The length of the holes is 0.9 of the circumference of the filter, i.e. 0.9⋅3.14⋅0.073 = 0.21 m.
Аналогичные работы проводят на других участках залежи. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.Similar work is carried out in other parts of the reservoir. Development is carried out until the full economically viable development of deposits.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками. Указанное распределение перфорационных отверстий выполняют только в добывающей скважине.Example 2. Perform as example 1. The reservoir is characterized by other geological and physical characteristics. The specified distribution of perforations is performed only in the production well.
Пример 3. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками. Указанное распределение перфорационных отверстий выполняют только в нагнетательной скважине.Example 3. Perform as example 1. The reservoir is characterized by other geological and physical characteristics. The specified distribution of perforations is performed only in the injection well.
Пример 3. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками. В горизонтальный перфорированный ствол добывающей скважины спускают фильтр, представляющий из себя трубу с толщиной стенки 5,0 мм, в которой выполнены протяженные отверстия, расположенные перпендикулярно оси трубы. Ширина отверстий составляет 200 мкм, расстояние между отверстиями - 500 мкм, а длина - 0,2 от длины окружности фильтра, т.е. 0,2⋅3,14⋅0,073=0,046 м.Example 3. Perform as example 1. The reservoir is characterized by other geological and physical characteristics. A filter is lowered into a horizontal perforated wellbore of a producing well, which is a pipe with a wall thickness of 5.0 mm, in which extended openings are made, located perpendicular to the axis of the pipe. The width of the holes is 200 μm, the distance between the holes is 500 μm, and the length is 0.2 of the circumference of the filter, i.e. 0.2⋅3.14⋅0.073 = 0.046 m.
В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности залежи до 98%, было добыто 30,7 тыс. т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,405 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 26,3 тыс.т нефти, КИН составил 0,347 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,058 д.ед.As a result of the development, which was limited to reaching a water cut of up to 98%, 30.7 thousand tons of oil were produced, the oil recovery factor (CIN) was 0.405 units. According to the prototype, ceteris paribus 26.3 thousand tons of oil was produced, oil recovery factor amounted to 0.347 units. The increase in recovery factor by the proposed method is 0.058 units
Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения битумной залежи, повысить охват и равномерность выработки запасов за счет применения закачки пара, труб с множественными щелевидными отверстиями (фильтров) и распределением перфорации вдоль горизонтальных стволов скважин определенным образом.The proposed method allows to increase the oil recovery coefficient of bitumen deposits, to increase coverage and uniformity of reserves development through the use of steam injection, pipes with multiple slit-like openings (filters) and the distribution of perforations along horizontal wellbores in a certain way.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи битумной залежи.The application of the proposed method will solve the problem of increasing oil recovery of bitumen deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019106108A RU2713023C1 (en) | 2019-03-05 | 2019-03-05 | Method of bitumen deposit development with horizontal wells with distributed perforation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019106108A RU2713023C1 (en) | 2019-03-05 | 2019-03-05 | Method of bitumen deposit development with horizontal wells with distributed perforation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2713023C1 true RU2713023C1 (en) | 2020-02-03 |
Family
ID=69625228
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019106108A RU2713023C1 (en) | 2019-03-05 | 2019-03-05 | Method of bitumen deposit development with horizontal wells with distributed perforation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2713023C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2066368C1 (en) * | 1995-06-08 | 1996-09-10 | Акционерное общество закрытого типа "Татнефтеотдача" | Method for exploitation of multilayer oil pool |
| CA2349234A1 (en) * | 2001-05-31 | 2002-11-30 | Imperial Oil Resources Limited | Cyclic solvent process for in-situ bitumen and heavy oil production |
| RU2513484C1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation |
| RU2555713C1 (en) * | 2014-06-03 | 2015-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen |
| EA021981B1 (en) * | 2009-10-22 | 2015-10-30 | Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк. | Steam distribution apparatus and method for enhanced oil recovery of viscous oil |
-
2019
- 2019-03-05 RU RU2019106108A patent/RU2713023C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2066368C1 (en) * | 1995-06-08 | 1996-09-10 | Акционерное общество закрытого типа "Татнефтеотдача" | Method for exploitation of multilayer oil pool |
| CA2349234A1 (en) * | 2001-05-31 | 2002-11-30 | Imperial Oil Resources Limited | Cyclic solvent process for in-situ bitumen and heavy oil production |
| EA021981B1 (en) * | 2009-10-22 | 2015-10-30 | Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк. | Steam distribution apparatus and method for enhanced oil recovery of viscous oil |
| RU2513484C1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation |
| RU2555713C1 (en) * | 2014-06-03 | 2015-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3028914A (en) | Producing multiple fractures in a cased well | |
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2485291C1 (en) | Development method of productive formation with low-permeability section | |
| RU2513484C1 (en) | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2713014C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit by wells with "smart" perforation | |
| RU2645054C1 (en) | Well completion method | |
| RU2713023C1 (en) | Method of bitumen deposit development with horizontal wells with distributed perforation | |
| RU2443855C1 (en) | Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity | |
| RU2342520C2 (en) | Method of development of hydrocarbon deposits (versions) | |
| RU2616052C1 (en) | Method development of shaly carbonate oil pays | |
| RU2579039C1 (en) | Method for development of low-permeability oil-gas formations | |
| Quintero et al. | Dynamics of Multiphase Flow Regimes in Toe-Up and Toe-Down Horizontal Wells | |
| RU2560763C1 (en) | Method to open and develop multipay field with low poroperm reservoirs | |
| RU2514046C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2618542C1 (en) | Method for development of oil deposits by hydraulic fracturing fractures | |
| RU2505668C1 (en) | Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells | |
| RU2592931C1 (en) | Method for development of carbonate reservoir by periodic acid treatment | |
| RU2613669C1 (en) | Method of multizone oil field development | |
| RU2779704C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2605860C1 (en) | Method of developing oil deposit by horizontal wells | |
| RU2024740C1 (en) | Method for development of heterogeneous multilayer oil field |