RU2730705C1 - Development method of super-viscous oil deposit with water-oil zones - Google Patents
Development method of super-viscous oil deposit with water-oil zones Download PDFInfo
- Publication number
- RU2730705C1 RU2730705C1 RU2020106041A RU2020106041A RU2730705C1 RU 2730705 C1 RU2730705 C1 RU 2730705C1 RU 2020106041 A RU2020106041 A RU 2020106041A RU 2020106041 A RU2020106041 A RU 2020106041A RU 2730705 C1 RU2730705 C1 RU 2730705C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- saturated
- injection
- zone
- Prior art date
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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке мелкозалегающей залежи сверхвязкой нефти с водонефтяными зонами.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of shallow super-viscous oil deposits with water-oil zones.
Известен способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами (патент RU № 2578134, МПК Е21В 43/20), включающий строительство вертикальных скважин, определение вскрытых в каждой скважине зон трещиноватости или разуплотнения залежи и нефтенасыщенных уплотненных прослоев, бурение добывающих горизонтальных скважин в нефтенасыщенных уплотненных прослоях ниже кровли пласта на расстоянии 2-5 м и выше водонефтяного контакта на расстоянии не менее 10 м, изоляцию вышеопределенных зон с двух сторон пакерами с установкой между ними управляемых клапанов, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины до достижения обводненности добываемой нефти более 75%. После чего в горизонтальные скважины проводят периодическую закачку водоизолирующих вязких композиций, устойчивых к размыванию водой при открытых управляемых клапанах до повышения давления закачки от начального на 30-50%, но не превышающим давления раскрытия трещин коллектора, таким образом, что выравнивают пластовое давление в горизонтальном стволе добывающей скважины и обеспечивают равномерное вытеснение нефти из пор коллектора снизу вверх по разрезу подошвенной водой.There is a known method of developing an oil reservoir in fractured reservoirs with water-oil zones (patent RU No. 2578134, IPC E21B 43/20), including the construction of vertical wells, determination of fractured or decompaction zones of the reservoir and oil-saturated compacted layers, drilling of producing horizontal wells in oil-saturated compacted layers below the top of the reservoir at a distance of 2-5 m and above the oil-water contact at a distance of at least 10 m, isolation of the above-defined zones on both sides by packers with the installation of controllable valves between them, pumping a displacing agent into injection wells and withdrawing oil through production wells until reaching the water cut of the produced oil is more than 75%. After that, water-insulating viscous compositions are periodically injected into horizontal wells, resistant to water erosion with open controlled valves until the injection pressure increases from the initial by 30-50%, but does not exceed the reservoir fracture opening pressure, so that the formation pressure in the horizontal wellbore is equalized producing wells and provide uniform displacement of oil from the reservoir pores from bottom to top along the section by bottom water.
Недостатками известного способа являются узкая область применения, так как невозможно использовать при термических методах разработки сверхвязкой нефти из-за нестабильности водоизолирующих составов, неполное воздействие на пласт, ограниченное интервалом между двумя пакерами, высокая стоимость пакеров с управляемыми клапанами.The disadvantages of the known method are a narrow field of application, since it is impossible to use in thermal methods for the development of super-viscous oil due to the instability of waterproofing compositions, incomplete impact on the formation, limited by the interval between two packers, high cost of packers with controlled valves.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами (патент RU № 2522369, МПК Е21В 43/24), включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. В качестве вытесняющего агента используют теплоноситель с температурой не менее 80°С, а перед эксплуатацией скважин проводят исследования для определения водоносных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего обсадную колонну, примыкающую к водоносным зонам этой скважины, последовательно от забоя к устью заполняют водоизолирующим составом, разрушающимся при превышении температуры стабильности данного состава, которую подбирают ниже температуры теплоносителя, после технологической выдержки изолирующего состава скважины вводят в эксплуатацию в обычном режиме.There is a known method of developing a reservoir of high-viscosity oil and / or bitumen with water-oil zones (patent RU No. 2522369, IPC E21B 43/24), including the construction of horizontal production and injection wells located above with the installation of casing strings, injection of a displacing agent with a specific gravity below the specific gravity of the reservoir water into the injection well and the selection of products from the production well. As a displacing agent, a coolant with a temperature of at least 80 ° C is used, and before the operation of the wells, studies are carried out to determine the aquifers adjacent to the production well, after which the casing string adjacent to the aquifers of this well is sequentially filled from the bottom to the well with a water-insulating composition , which breaks down when the temperature of stability of a given composition is exceeded, which is selected below the temperature of the coolant, after technological holding of the insulating composition, the wells are put into operation in the usual mode.
Недостатками известного способа являются:The disadvantages of this method are:
- узкая область применения, так как способ не предусматривает вариант расположения водонасыщенных зон в начальной части горизонтального ствола примыкающей к началу фильтра – в зоне «пятки», или же в центральной зоне горизонтального ствола, при условии отсутствия водонасыщенных зон в забойной части горизонтального ствола – в зоне «носка»;- a narrow area of application, since the method does not provide for the location of water-saturated zones in the initial part of the horizontal wellbore adjacent to the beginning of the filter - in the "heel" zone, or in the central zone of the horizontal wellbore, provided there are no water-saturated zones in the bottomhole of the horizontal wellbore - in toe zone;
- низкое качество водоизоляционных работ за счет образования водоизолирующего состава непосредственно в стволе скважины без ограничения проникновения в продуктивную часть пласта, разрушающегося при термическом воздействии, что может быть легко достигнуто при добыче высоковязкой нефти с закачкой высокотемпературного пара (более 180°С);- low quality of water shut-off works due to the formation of a water shut-off composition directly in the wellbore without restriction of penetration into the productive part of the formation, which is destroyed by thermal action, which can be easily achieved during the production of high-viscosity oil with injection of high-temperature steam (more than 180 ° C);
- отсутствие контроля за давлением закачки снижает качество выполняемых операций.- the lack of control over the injection pressure reduces the quality of the operations performed.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами (патент RU № 2690586, МПК Е21В 43/24), включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента, определение расположения водонасыщенной зоны, примыкающей к добывающей скважине, установку съемного проходного пакера на дальней границе интервала притока воды, закачку изолирующего состава с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.The closest in technical essence is a method of developing a reservoir of high-viscosity oil and / or bitumen with water-oil zones (patent RU No. 2690586, IPC Е21В 43/24), including the construction of horizontal production and injection wells located above, heating the formation by pumping a hot working agent into both wells , determination of the location of the water-saturated zone adjacent to the production well, installation of a removable bore packer at the far boundary of the water inflow interval, injection of the isolating composition followed by technological holding, injection of a displacing agent into the injection well and withdrawal of products from the production well.
В качестве водоизолирующего состава применяют термостойкую гелевую композицию, а вытесняющего агента - пар температурой не менее 180°С. Определение водонасыщенных зон проводят в добывающей скважине геофизическими исследованиями в два этапа, первый из которых электрический и/или радиоактивный - до начала закачки пара, а второй термометрический - после прогрева пласта до начала добычи продукции. При обнаружении водонасыщенных зон, вскрытых горизонтальным стволом добывающей скважины со стороны устья, и определении крайних верхней и нижней границ этих зон перед закачкой и продавливанием в поровое пространство продуктивного пласта водоизолирующего состава ближе к забою не менее чем на 15 м относительно нижней границы водонасыщенной зоны устанавливают глухой разбуриваемый пакер, потом ближе к устью не менее чем на 15 м относительно верхней границы водонасыщенной зоны на насосно-компрессорных трубах спускают и устанавливают проходной съемный пакер с выходом в межпакерное пространство не менее чем на 3 м от съемного пакера. Закачку водоизолирующего состава производят по насосно-компрессорным трубам при давлении, не превышающем давление гидроразрыва пласта. После технологической выдержки съемный пакер извлекают вместе с насосно-компрессорными трубами, а глухой пакер разбуривают вместе с водоизолирующим составом, оставшимся в стволе скважины. После этого в добывающей скважине размещают спускаемый на насосно-компрессорных трубах насос ниже глубины интервала закачки водоизолирующего состава не менее чем на 50 м, после чего нагнетательную скважину запускают под закачку пара, а добывающую - под отбор продукции.A heat-resistant gel composition is used as a water-insulating composition, and steam with a temperature of at least 180 ° C is used as a displacing agent. Determination of water-saturated zones is carried out in a production well by geophysical studies in two stages, the first of which is electrical and / or radioactive - before the start of steam injection, and the second is thermometric - after heating the formation before the start of production. When water-saturated zones are detected, opened by a horizontal wellbore from the wellhead, and the extreme upper and lower boundaries of these zones are determined, before pumping and pushing into the pore space of a productive formation, a water-insulating composition is set at least 15 m relative to the lower boundary of the water-saturated zone. drillable packer, then closer to the wellhead at least 15 m relative to the upper boundary of the water-saturated zone on the tubing, lowered and set a through-hole removable packer with an exit into the inter-packer space at least 3 m from the removable packer. The water-insulating composition is pumped through the tubing at a pressure not exceeding the hydraulic fracturing pressure. After technological holding, the removable packer is removed together with the tubing, and the blind packer is drilled out together with the waterproofing compound remaining in the wellbore. After that, a pump is placed in the production well below the depth of the water-insulating composition injection interval by at least 50 m, after which the injection well is launched for steam injection, and the production well is launched for product selection.
Недостатками известного способа являются:The disadvantages of this method are:
- неполная герметизация зоны за пакером, так как при закачке гелевый состав проникает в область за пакером, необходимо использование «защитного» эмульсионного состава временного действия для блокирования нефтенасыщенной зоны добывающей скважины от проникновения водоизолирующего состава;- incomplete sealing of the zone behind the packer, since during injection the gel composition penetrates into the area behind the packer, it is necessary to use a temporary “protective” emulsion composition to block the oil-saturated zone of the producing well from the penetration of the water-insulating composition;
- сложность выполнения способа и затратность, связанная с необходимостью спуска, установки в скважине и разбуривание глухого пакера вместе с водоизолирующим составом;- the complexity of the method and the cost associated with the need to run, install in the well and drill out a blind packer together with a water-insulating composition;
- снижение нефтеизвлечения за счет снижения площади нефтепродуктивной зоны, перекрываемой водоизолирующим составом и выноса водоизолирующего состава и отложения его на элементах насоса после разбуривания водоизолирующего состава, что приводит к снижению производительности насоса.- a decrease in oil recovery due to a decrease in the area of the oil-producing zone overlapped by the water-insulating composition and the removal of the water-insulating composition and its deposition on the pump elements after drilling out the water-insulating composition, which leads to a decrease in pump performance.
Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти с водонефтяными зонами за счет повышения нефтеизвлечения мелкозалегающих залежей, упрощения способа, снижения эксплуатационных затрат вследствие снижения спуско-подъемных операций, расширения функциональных возможностей способа, сосредоточения депрессии, создаваемой насосом в добывающей скважине, в нефтенасыщенных участках горизонтального ствола, расширения создания локальной гидродинамической связи между скважинами в средней зоне скважины и зоне «носка».The technical objectives of the proposed method are to increase the efficiency of the development of super-viscous oil deposits with water-oil zones by increasing oil recovery of shallow deposits, simplifying the method, reducing operating costs due to a decrease in tripping operations, expanding the functionality of the method, concentration of the depression created by a pump in a production well, in oil-saturated sections of the horizontal wellbore, expanding the creation of a local hydrodynamic connection between wells in the middle zone of the well and the "toe" zone.
Технические задачи решаются способом разработки залежи сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами, включающим строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента, определение расположения водонасыщенной зоны, примыкающей к добывающей скважине, установку съемного проходного пакера на дальней границе интервала притока воды, закачку изолирующего состава в водонасыщенную зону с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.Technical problems are solved by the method of developing super-viscous oil deposits with water-saturated zones, including the construction of horizontal production wells and an injection well located above, heating the formation by pumping a hot working agent into both wells, determining the location of the water-saturated zone adjacent to the production well, installing a removable penetrating packer at the far boundary of the interval water inflow, injection of an insulating composition into a water-saturated zone with subsequent technological exposure, injection of a displacing agent into an injection well and withdrawal of products from a production well.
Новым является то, что при обнаружении водонасыщенной зоны, расположенной со стороны устья горизонтального участка добывающей скважины, устанавливают проходной съемный пакер ближе к забою не менее чем на 1-10 м относительно дальней границы водонасыщенной зоны, объем эмульсионного состава определяют по формуле Vэм. с.= l·π·D2/4, где l – длина нефтенасыщенного интервала, м, D – диаметр открытого ствола горизонтальной скважины, м, затем в нефтенасыщенную зону добывающей скважины, расположенную за проходным съемным пакером, закачивают равными частями 0,2-0,5 м3, в зависимости от давления закачки, эмульсионный состав - эмульсию обратного типа, в которой объемное соотношение воды к эмульгатору инвертных эмульсий постепенно увеличивают в пределах от 1:2 до 1:10, контролируя динамику давления закачки, которое не должно превышать 0,9-0,92 от допустимого значения, продавливают эмульсионный состав в пласт пресной водой, извлекают проходной съемный пакер и закачивают водоизолирующий состав в водонасыщенную зону при давлении, не превышающем давление гидроразрыва пласта.The novelty is that when a water-saturated zone is found located on the side of the wellhead of a horizontal section of a production well, a removable penetrating packer is installed closer to the bottom of the hole at least 1-10 m relative to the far boundary of the water-saturated zone, the volume of the emulsion composition is determined by the formula VEm. from.= l π D2/ 4, where l - the length of the oil-saturated interval, m, D - the diameter of the open hole of the horizontal well, m, then in the oil-saturated zone of the production well located behind the removable through-hole packer, injected in equal parts 0.2-0.5 m3, depending on the injection pressure, the emulsion composition is an inverse emulsion, in which the volumetric ratio of water to emulsifier of invert emulsions is gradually increased in the range from 1: 2 to 1:10, controlling the dynamics of the injection pressure, which should not exceed 0.9-0 , 92 of the permissible value, push the emulsion composition into the formation with fresh water, remove the removable through-hole packer and pump the water-insulating composition into the water-saturated zone at a pressure not exceeding the hydraulic fracturing pressure.
На фиг. 1 представлена компоновка горизонтального ствола добывающей скважины.FIG. 1 shows the layout of a horizontal wellbore.
Одним из существенных факторов, осложняющих разработку мелкозалегающей залежи сверхвязкой нефти, является наличие вскрытых добывающей скважиной переходных водонефтяных (водонасыщенных) зон пласта.One of the significant factors complicating the development of a shallow super-viscous oil reservoir is the presence of transient water-oil (water-saturated) zones of the reservoir exposed by a production well.
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водонефтяными зонами включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн 1, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента, определение расположения водонасыщенной зоны 2, примыкающей к добывающей скважине. При обнаружении водонасыщенных зон, вскрытых горизонтальным стволом добывающей скважины со стороны устья, расположенных в средней части ствола или ближе к «пятке» скважины, на насосно-компрессорных трубах (НКТ) 3 спускают и устанавливают проходной съемный пакер 4 ближе к забою не менее чем на 1-10 м относительно дальней границы водонасыщенной зоны. В нефтенасыщенную зону добывающей скважины, расположенную за проходным съемным пакером, закачивают термостойкий эмульсионный состав и продавливают водой в пласт, например, закачивают равными частями 0,2-0,5 м3 эмульсионный состав 5, полученный путем смешения эмульгатора инвертных эмульсий с водой в соотношении равном 1:(2-10), в зависимости от давления закачки. Эмульсионные составы на основе эмульгатора инвертных эмульсий образуют высоковязкие системы. Параметры эмульсионного состава регулируют соотношением концентрации эмульгатора и воды. При закачке и продавке в продуктивную зону эмульсионного состава, он блокирует ее, создавая сопротивление для движения в продуктивную зону закачиваемого за ним водоизолирующего состава. При этом водоизолирующий состав проникает в водонасыщенную зону пласта, создавая водоизоляционный барьер в интервалах притока воды, снижая тем самым обводненность и повышая продуктивность скважины. После продавки эмульсионного состава в пласт пресной водой и технологической выдержки извлекают проходной съемный пакер вместе с НКТ и закачивают водоизолирующий состав 6 в водонасыщенную зону при давлении, не превышающем давление гидроразрыва пласта с последующей технологической выдержкой. Затем осуществляют закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.The method of developing a super-viscous oil deposit with water-oil zones includes the construction of horizontal production wells and an upstream injection wells with the installation of
Эмульсионный состав получают путем смешения эмульгатора инвертных эмульсий и воды в соотношении равном 1:(2-10). Объем эмульсионного состава на основе эмульгатора и пресной воды определяют по формуле (1):The emulsion composition is obtained by mixing the emulsifier of invert emulsions and water in a ratio of 1: (2-10). The volume of the emulsion composition based on the emulsifier and fresh water is determined by the formula (1):
Vэм. с= l·π·D2/4, (1)V em. a = l · π · D 2/4 (1)
где l – длина нефтенасыщенного интервала, (от 100 до 200 м), м,where l is the length of the oil-saturated interval, (from 100 to 200 m), m,
D – диаметр открытого ствола горизонтальной скважины, м.D - horizontal wellbore diameter, m.
Необходимый объем эмульгатора Vэм, м3, для реализации способа рассчитывают по формуле (2):The required volume of emulsifier V em, m 3 , for the implementation of the method is calculated by the formula (2):
Vэм = Vэм. с C/100 %, (2)V em = V em. with C / 100%, (2)
где С – концентрация эмульгатора в эмульсии, %.where C is the concentration of the emulsifier in the emulsion,%.
Эмульсионный состав продавливают в поровое пространство нефтенасыщенной зоны продуктивного пласта пресной водой, что обеспечивает временное блокирование нефтенасыщенной зоны добывающей скважины от проникновения водоизолирующего состава. Проходной съемный пакер служит дополнительным упором для эмульсионного состава, и позволяет увеличить давление при его закачке, соответственно и глубину его проникновения в пласт. Эмульсионный состав представляет собой эмульсию обратного типа, так называемый «жидкий пакер», саморазрушающийся при изменении внешних факторов (температуры, концентрации).The emulsion composition is pushed into the pore space of the oil-saturated zone of the productive formation with fresh water, which temporarily blocks the oil-saturated zone of the production well from the penetration of the water-insulating composition. The straight-through removable packer serves as an additional stop for the emulsion composition, and allows to increase the pressure during its injection, respectively, and the depth of its penetration into the formation. The emulsion composition is an inverse emulsion, the so-called "liquid packer", which self-destructs when external factors (temperature, concentration) change.
Временно блокирующий эмульсионный состав адаптирован к пластовым условиям, обладает хорошими адгезионными свойствами, повышенными вязкоупругими характеристиками, тампонирующей способностью при возможно малых объемах закачки, регулируемым временем разрушения и повышенными значениями остаточного фактора сопротивления. Динамическая вязкость эмульсионного состава (эмульгатор инвертных эмульсий +пресная вода) в соотношении 1:10, при скорости сдвига 5,4 с-1, мПа·с, не ниже 20000. В качестве эмульгатора инвертных эмульсий используют эмульгатор обратных эмульсий, например, «ТН-ЭИЭ» производства ООО «Татнефть-Нефтехимсервис» (ТУ 2458-010-13004554-2016). Эмульгатор инвертных эмульсий «ТН-ЭИЭ» представляет собой углеводородный раствор маслорастворимых неионогенных поверхностно-активных веществ и жирных кислот. Внешний вид «ТН-ЭИЭ» - прозрачная жидкость от светло-коричневого до коричневого цвета. Кислотное число, мг КОН/г не менее 10,8. Плотность при 20° С, г/см3 не менее 0,750. «Жидкий» пакер с регулируемым «временем жизни» на основе обратных эмульсий «ТН-ЭИЭ», обладает высокими структурно-реологическими свойствами, обеспечивающими надежную временную изоляцию нефтенасышенной зоны горизонтального ствола, который без существенного влияния на коллекторские свойства пласта выполняет функции «защитника» коллектора, от закачиваемого следом водоизолирующего состава и позволяет установить водоизолирующую «пробку» не в стволе скважины, а с выдавливанием ее из ствола в водонасыщенную зону ранее определенного интервала. Закачку осуществляют с использованием насосных агрегатов типа ЦА-320 или их аналогов.Temporarily blocking emulsion composition is adapted to reservoir conditions, has good adhesion properties, increased viscoelastic characteristics, plugging ability at possibly small injection volumes, controlled destruction time and increased values of the residual resistance factor. Dynamic viscosity of the emulsion composition (emulsifier of invert emulsions + fresh water) in a ratio of 1:10, at a shear rate of 5.4 s-1, mPa · s, not less than 20,000. As an emulsifier of invert emulsions, an emulsifier of inverse emulsions is used, for example, "TN-EIE" produced by OOO Tatneft-Neftekhimservice (TU 2458-010-13004554-2016). The emulsifier of invert emulsions "TN-EIE" is a hydrocarbon solution of oil-soluble non-ionic surfactants and fatty acids. Appearance "TN-EIE" - a transparent liquid from light brown to brown. Acid number, mg KOH / g not less than 10.8. Density at 20 ° C, g / cm3 not less than 0.750. The “liquid” packer with an adjustable “lifetime” based on inverse emulsions “TN-EIE” has high structural and rheological properties that provide reliable temporary isolation of the oil-bearing zone of the horizontal wellbore, which, without significantly affecting the reservoir properties of the formation, acts as a “protector” of the reservoir , from the water-insulating composition injected with a trace and allows to install a water-insulating "plug" not in the wellbore, but by squeezing it out of the wellbore into the water-saturated zone of a previously defined interval. The injection is carried out using pumping units of the TsA-320 type or their analogues.
В качестве водоизолирующего состава применяют композиции на основе полимеров различного происхождения химического синтеза или растительного, например, полиакриламида (ТУ 2458-024-14023401-2012, с изм. 1, 2) или гуаровой камеди (ТУ2458-019-57258729-2006) и индукторов гелеобразования. Физико-химические свойства указанных полимеров приведены в таблицах 1 и 2.As a water-insulating composition, compositions based on polymers of various origins of chemical synthesis or plant, for example, polyacrylamide (TU 2458-024-14023401-2012, rev. 1, 2) or guar gum (TU2458-019-57258729-2006) and inductors are used gelation. The physicochemical properties of these polymers are shown in Tables 1 and 2.
Таблица 1 – Требования к физико-химическим свойствам и технологическим показателям гуаровой камедиTable 1 - Requirements for the physical and chemical properties and technological parameters of guar gum
- начало сшивки, мин, не менее
- полная сшивка, мин, не менееFormation of a crosslinked polymer system based on 0.4% (by weight) Guar, 0.1% magnesium oxide, in the presence of 0.05% (by weight) chromium acetate, in fresh water:
- start of stitching, min, not less
- complete stitching, min, not less
120thirty
120
Таблица 2 – Требования к физико-химическим свойствам и технологическим показателям ПААTable 2 - Requirements for physical and chemical properties and technological parameters of PAA
порошокWhite granular
powder
начало гелеобразования, ч
время образования СПС, сутFormation of a crosslinked polymer system (SPS) based on 0.6% (by weight) PAA and 0.05% (by weight) chromium acetate on water with a density of 1120 kg / m 3 :
beginning of gelation, h
time of SPS formation, days
6 8-24
6
Для снижения подверженности биологической деструкции растворов гуара предусмотрено использование эффективного бактерицида. В качестве бактерицида используют, например, бактерицид (водный раствор формальдегида – формалин по ГОСТ 1625-2016 «Формалин технический. Технические условия»).To reduce the susceptibility to biological destruction of guar solutions, an effective bactericide is provided. As a bactericide used, for example, a bactericide (an aqueous solution of formaldehyde - formalin according to GOST 1625-2016 "Technical formalin. Technical conditions").
В качестве индукторов гелеобразования используют:The following are used as gelation inductors:
- ацетат хрома (АХ) ТУ 2499-023-553733-66-2011 с изм. 1-6. Содержание основного вещества не менее 45 %;- chromium acetate (AX) TU 2499-023-553733-66-2011 with rev. 1-6. The content of the main substance is not less than 45%;
- оксид цинка (ОЦ) или цинковые белила БЦОМ –ГОСТ 202-84;- zinc oxide (OC) or zinc white BTsOM - GOST 202-84;
- оксид магния (ОМ) или магнезия жженая ТУ 6-09-3023-79.- magnesium oxide (OM) or burnt magnesia TU 6-09-3023-79.
Водоизолирующий состав закачивают непосредственно в водонасыщенную зону с определенным расположением. Водоизолирующий состав представляет собой гелеобразующий раствор указанных полимеров, который под действием индукторов гелеобразования структурируется и превращается в неподвижную гелевую пробку и обладает высокой сдвиговой прочностью и способностью блокировать водопроявляющие зоны пласта, следствием чего является уменьшение притока воды в добывающую скважину.The water-insulating composition is pumped directly into the water-saturated zone at a certain location. The water-insulating composition is a gel-forming solution of the said polymers, which is structured under the action of the gelation inductors and turns into a stationary gel plug and has a high shear strength and the ability to block water-producing zones of the formation, which results in a decrease in water inflow into the production well.
С целью предотвращения прорыва пара, водоизолирующий состав закачивают в водонасыщенную зону добывающей скважины при давлении, не превышающем давление гидроразрыва пласта, что сохраняет коллекторские свойства пласта.In order to prevent steam breakthrough, the water-insulating composition is pumped into the water-saturated zone of the production well at a pressure not exceeding the hydraulic fracturing pressure, which preserves the reservoir properties of the formation.
Объем водоизолирующего состава определяют расчетным путем исходя из конкретных геолого-физических условий объекта воздействия: водонасыщенного интервала, диаметра открытого ствола горизонтальной скважины, температуры в пластовых условиях, водо-нефтенасыщенности пласта.The volume of the water-insulating composition is determined by calculation based on the specific geological and physical conditions of the target: water-saturated interval, open-hole diameter of a horizontal well, temperature in reservoir conditions, water-oil saturation of the reservoir.
Расчет необходимого объема водоизолирующего состава Vо, м3, производят по формуле (3):The calculation of the required volume of the water-insulating composition V o , m 3 , is carried out according to the formula (3):
Vо=L·π·m·R2- L·π D2/4, (3) Of V = L · π · m · R 2 - L · π D 2/4 (3)
где L – длина водонасыщенного интервала, м,where L - length of the water-saturated interval, m,
R - радиус создаваемого водоизоляционного экрана в пределах 0,5-1 м,R is the radius of the created waterproof screen within 0.5-1 m,
D – диаметр открытого ствола горизонтальной скважины, м,D - horizontal wellbore diameter, m,
m - коэфф. порист., доли единиц.m - coeff. porous, fractions of units.
В зависимости от водо-нефтенасыщенности пласта объем состава V, м3, определяют по формуле (4)Depending on the water-oil saturation of the formation, the volume of the composition V , m 3 , is determined by the formula (4)
V = к Vо, (4)V = к V о , (4)
где к – поправочный коэффициент находится в пределах от 1,0 до 1,5.where k - correction factor is in the range from 1.0 to 1.5.
После закачки гелеобразующего состава выдерживают технологическую паузу продолжительностью не более двух суток для полного структурирования геля.After the injection of the gel-forming composition, a technological pause of no more than two days is maintained for the complete structuring of the gel.
После окончания технологической паузы на время гелеобразования начинают эксплуатировать нагнетательную скважину в режиме закачки вытесняющего агента.After the end of the technological pause for the time of gelation, the injection well begins to operate in the mode of pumping the displacing agent.
При прогревании межскважинной зоны пласта до температуры 50-80°С эмульсионный состав разрушается, не создавая проблем для дальнейшей эксплуатации насоса и скважины. После промывки добывающую скважину эксплуатируют в режиме отбора продукции. При этом сокращается приток воды из водонасыщенной зоны.When the interwell zone of the formation heats up to a temperature of 50-80 ° C, the emulsion composition is destroyed, without creating problems for the further operation of the pump and the well. After flushing, the production well is operated in the production mode. This reduces the inflow of water from the water-saturated zone.
Предлагаемый способ обеспечивает повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами за счет селективной изоляции водонасыщенной зоны путем защиты нефтенасыщенной зоны пласта от проникновения водоизолирующего состава предварительной закачкой эмульсионного состава с установкой проходного пакера и сохранение коллекторских свойств пласта и сокращение материальных затрат на непроизводительную добычу воды. Технология реализуется преимущественно в добывающих скважинах (при необходимости (ликвидация интервалов прорыва пара), но возможна реализация через горизонтальные нагнетательные скважины, разрабатывающие месторождения сверхвязкой нефти с использованием технологии парогравитационного дренирования с наличием вскрытых скважиной водопроявляющих зон в средней части ствола или расположенных ближе к «пятке» скважины мелкозалегающей залежи. Предлагаемый способ обеспечивает повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти с водонефтяными зонами за счет повышения нефтеизвлечения мелкозалегающих залежей. Способ упрощает процесс, снижает эксплуатационные затраты вследствие исключения спуско-подъемных операций и дополнительного оборудования, связанных с установкой и разбуриванием непроходного пакера, способ расширяет функциональные возможности способа, сосредоточения депрессии, создаваемой насосом в добывающей скважине, в нефтенасыщенных участках горизонтального ствола, расширения создания локальной гидродинамической связи между скважинами в средней зоне скважины и зоне «носка».The proposed method improves the efficiency of the development of super-viscous oil deposits with water-saturated zones due to selective isolation of the water-saturated zone by protecting the oil-saturated zone of the formation from the penetration of the water-isolating composition by preliminary injection of the emulsion composition with the installation of a continuous packer and preserving the reservoir properties of the formation and reducing material costs for unproductive water production. The technology is implemented mainly in production wells (if necessary (elimination of steam breakthrough intervals), but it is possible to implement it through horizontal injection wells developing super-viscous oil fields using the technology of steam gravity drainage with the presence of water-producing zones exposed by the well in the middle part of the wellbore or located closer to the "heel" wells of shallow deposits. The proposed method provides an increase in the efficiency of development of super-viscous oil deposits with water-oil zones by increasing oil recovery of shallow deposits. The method simplifies the process, reduces operating costs due to the elimination of tripping operations and additional equipment associated with the installation and drilling of a non-passable packer, the method expands the functionality of the method, the concentration of the depression created by the pump in the production well, in the oil-saturated sections of the horizontal wellbore, the expansion is created iya of local hydrodynamic connection between wells in the middle zone of the well and the "toe" zone.
Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.
На залежи сверхвязкой нефти с водонефтяной зоной, находящейся на глубине 125 м, пласт представлен неоднородными пластами толщиной 10-15 м с наличием водонасыщенных зон, пластовой температурой 8°С и давлением 0,41 МПа, нефтенасыщенностью 0,72 д. ед., пористостью 29,5%, проницаемостью 0,29 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 965 кг/м3, вязкостью 25895 мПа·с. Построили горизонтальную добывающую и расположенную выше нагнетательную скважины на расстоянии примерно 5 м друг от друга длиной 1062 м. Установили обсадные колонны в скважинах. После строительства скважин провели геофизические исследования (электрические и радиоактивные) для определения нефтенасыщенности вдоль стволов добывающей и нагнетательной скважин, выявили потенциальные водонасыщенные зоны, примыкающие к добывающей скважине, с глубины 637 м по добывающей скважине. Провели прогрев пласта закачкой через НКТ в обе скважины горячего рабочего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды температурой 205°С. В верхнюю нагнетательную скважину закачали объем пара 5750 т со среднесуточным расходом 98 т/сут, в нижнюю добывающую скважину закачали объем пара 4148 т со среднесуточным расходом 76 т/сут. После выдержки на термокапиллярной пропитке через 12 сут провели термобарометрические измерения в добывающей скважине посредством геофизических исследований. По результатам данных исследований повторно определили, что ниже глубины от 543 м до 637 м со стороны устья находится водонасыщенная зона с пониженной температурой прогрева. Рассчитали необходимый объем эмульсионного состава на основе эмульгатора инвертных эмульсий. На НКТ спустили и установили проходной съемный пакер (например, см. патенты ПМ RU №№ 164723, 130624 и т.п.) ниже 8 м дальней границы интервала притока воды – 645 м. Рассчитанный объем эмульгатора порциями перемешивают с водой, объёмное отношение воды в эмульсии постепенно увеличивают от объемного соотношения 1:2 до 1:10. Полученную эмульсионную систему закачивают равными частями от 0,2 м3 до 0,5 м3 в зависимости от необходимого количества эмульсии для установки жидкого пакера. Приготовили эмульсионный состав на основе водного раствора эмульгатора инвертных эмульсий при увеличении соотношения воды в эмульсии, равном 1:(2-10) и закачали посредством НКТ через проходной пакер в продуктивную нефтенасыщенную зону добывающей скважины равными частями начиная с 0,2 м3, 0,3 м3, 0,4 м3, 0,5 м3 при постоянном контроле за давлением закачки.On a super-viscous oil reservoir with a water-oil zone located at a depth of 125 m, the reservoir is represented by heterogeneous strata 10-15 m thick with the presence of water-saturated zones, a reservoir temperature of 8 ° C and a pressure of 0.41 MPa, oil saturation of 0.72 unit fractions, porosity 29.5%, permeability 0.29 µm 2 , bitumen density in reservoir conditions 965 kg / m 3 , viscosity 25895 mPa · s. A horizontal production well and an upstream injection well were constructed at a distance of approximately 5 m from each other with a length of 1062 m. Casing strings were installed in the wells. After the construction of the wells, geophysical surveys (electrical and radioactive) were carried out to determine oil saturation along the wells of the production and injection wells, and potential water-saturated zones adjacent to the production well were identified from a depth of 637 m along the production well. The formation was heated by injecting a hot working agent with a specific gravity below the specific gravity of formation water at a temperature of 205 ° C into both wells through tubing. A steam volume of 5750 tons was pumped into the upper injection well with an average daily flow rate of 98 tons / day, and a steam volume of 4148 tons was pumped into the lower production well with an average daily flow rate of 76 tons / day. After holding on thermocapillary impregnation, 12 days later, thermobarometric measurements were carried out in a production well by means of geophysical studies. Based on the results of these studies, it was re-determined that below the depth from 543 m to 637 m from the mouth side there is a water-saturated zone with a low heating temperature. The required volume of the emulsion composition based on the emulsifier of invert emulsions was calculated. On the tubing, a straight-through removable packer was lowered and installed (for example, see patents PM RU No. 164723, 130624, etc.) below 8 m of the far boundary of the water inflow interval - 645 m. The calculated volume of the emulsifier is mixed with water in portions, the volume ratio of water in the emulsion is gradually increased from the volumetric ratio of 1: 2 to 1:10. The resulting emulsion system is pumped in equal parts from 0.2 m 3 to 0.5 m 3 , depending on the required amount of emulsion for installing a liquid packer. An emulsion composition was prepared based on an aqueous solution of an emulsifier of invert emulsions with an increase in the ratio of water in the emulsion equal to 1: (2-10) and pumped by means of tubing through a penetrating packer into the productive oil-saturated zone of the production well in equal parts starting from 0.2 m 3 , 0, 3 m 3 , 0.4 m 3 , 0.5 m 3 with constant monitoring of the injection pressure.
Каждое дальнейшее увеличение соотношения эмульгатор : вода происходит исходя из текущей динамики давления во время закачки. В случае невозможности дальнейшего увеличения объёмного отношения воды в эмульсии (ограничением увеличения соотношения эмульгатор: вода (водосодержания в эмульсионной системе) является текущее давление закачки, которое не должно превышать значения 0,9-0,92 от допустимого давления, установленного геологической службой, оставшийся объем композиции закачивают в соответствии с текущим или сниженным водосодержанием. Продавливают в поровое пространство продуктивного пласта пресной водой в объеме насосно-компрессорных труб. После технологической выдержки извлекают НКТ вместе с проходным съемным пакером.Each further increase in the emulsifier: water ratio is based on the current pressure dynamics during injection. If it is impossible to further increase the volumetric ratio of water in the emulsion (limiting the increase in the ratio of emulsifier: water (water content in the emulsion system) is the current injection pressure, which should not exceed 0.9-0.92 of the permissible pressure established by the geological service, the remaining volume Compositions are injected in accordance with the current or reduced water content, pressed into the pore space of the productive formation with fresh water in the volume of the tubing. After the technological holding, the tubing is extracted together with the through-hole removable packer.
Водоизолирующий состав закачивают через НКТ. Готовят и закачивают термогелевую композицию на основе полимера и индуктора гелеобразования и продавливают в водонасыщенную зону пресной водой или эмульсионным составом на основе водного раствора эмульгатора инвертных эмульсий. Для приготовления гелеобразующей композиции применяют воду плотностью в интервале от 1000 до 1190 кг/м3. Оптимальная температура воды находится в диапазоне от 5 °С до 80 °С для гелебразующей композиции. В зависимости от геолого-геофизических условий реализуют следующую концентрацию реагентов в мас.%: полиакриламид – 0,3-0,7, (гуар – 0,3-0,7), оксид цинка (цинковые белила) или оксид магния – 0,05-0,06, ацетат хрома – 0,05-0,06 (по объему) к основному веществу. Для снижения подверженности биологической деструкции растворов гуара, возможно использование бактерицида, например, водного раствора формальдегида – формалина с концентрацией от 0,2 % до 0,3 % (по объему).The water-insulating composition is pumped through the tubing. A thermogel composition based on a polymer and a gelation inductor is prepared and pumped in and pressed into a water-saturated zone with fresh water or an emulsion composition based on an aqueous solution of an emulsifier of invert emulsions. To prepare the gel-forming composition, water with a density in the range from 1000 to 1190 kg / m is used3... The optimum water temperature is between 5 ° C and 80 ° C for the gelling composition. Depending on the geological and geophysical conditions, the following concentration of reagents is implemented in wt%: polyacrylamide - 0.3-0.7, (guar - 0.3-0.7), zinc oxide (zinc white) or magnesium oxide - 0, 05-0.06, chromium acetate - 0.05-0.06 (by volume) to the basic substance. To reduce the susceptibility to biological degradation of guar solutions, it is possible to use a bactericide, for example, an aqueous solution of formaldehyde - formalin with a concentration of 0.2% to 0.3% (by volume).
Смесь полиакриламида (гуара), оксида магния или оксида цинка засыпают в бункер с мешалкой (узел загрузки), снабженный шнековым дозатором, предназначенным для дозирования и подачи сыпучих реагентов в струйный насос, где смешивают с водой и в виде суспензии подают в смесительную емкость. Одновременно из емкости для жидких реагентов в емкость смешения насосами дозируют ацетат хрома и формалин с расходом, обеспечивающим необходимые концентрации компонентов в рабочем растворе. Объем гелеобразующей композиции составил V = 12 м3, термогелевой композиции V = 8 м3.A mixture of polyacrylamide (guar), magnesium oxide or zinc oxide is poured into a bunker with a stirrer (loading unit) equipped with a screw dispenser designed for dosing and supplying bulk reagents to a jet pump, where it is mixed with water and fed into a mixing tank in the form of a suspension. At the same time, chromium acetate and formalin are dosed from the container for liquid reagents into the mixing container by pumps at a flow rate that ensures the necessary concentrations of the components in the working solution. The volume of the gel-forming composition was V = 12 m 3 , the thermogel composition V = 8 m 3 .
Процесс осуществляют непрерывно, в одной емкости происходит перемешивание, из другой откачка готовой композиции в скважину. Режим работы насосного агрегата для каждой скважины подбирают индивидуально таким образом, чтобы обеспечить качественное приготовление (перемешивание) композиции, непрерывность процессов перемешивания и закачки готовой композиции в скважину. После чего композицию насосным агрегатом закачивают в водонасыщенную зону добывающей скважины и оставляют на технологическую паузу. Закачанный в нефтенасыщенную зону эмульсионный состав на основе водного раствора эмульгатора инвертных эмульсий блокирует эту зону от проникновения водоизолирующего состава.The process is carried out continuously, mixing takes place in one container, from the other the finished composition is pumped into the well. The operating mode of the pumping unit for each well is selected individually so as to ensure high-quality preparation (mixing) of the composition, the continuity of the mixing processes and the injection of the finished composition into the well. After that, the composition is pumped into the water-saturated zone of the production well by a pumping unit and left for a technological pause. Injected into the oil-saturated zone, an emulsion composition based on an aqueous solution of an emulsifier of invert emulsions blocks this zone from penetration of a water-insulating composition.
После окончания технологической паузы на время гелеобразования начинают эксплуатировать нагнетательную скважину в режиме закачки вытесняющего агента со среднесуточным расходом 90-110 т/сут.After the end of the technological pause for the time of gelation, the injection well begins to operate in the mode of pumping a displacing agent with an average daily flow rate of 90-110 tons / day.
При прогревании межскважинной зоны пласта до температуры 50-90°С эмульсионный состав разрушается, не создавая проблем для дальнейшей эксплуатации скважин. После промывки добывающую скважину эксплуатируют в режиме отбора продукции погружным насосом.When the interwell zone of the formation is heated to a temperature of 50-90 ° C, the emulsion composition is destroyed, without creating problems for the further operation of the wells. After flushing, the production well is operated in the mode of product selection by a submersible pump.
После установления устойчивой термогидродинамической связи между нагнетательной и добывающей скважинами, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости обводненность составила 85%, дебит по нефти - 14,3 т/сут. После 4 месяцев эксплуатации провели обработку добывающей скважины 12 %-ной соляной кислотой для разрушения водоизолирующего состава. Повторный запуск добывающей и нагнетательной скважин в работу в обычном режиме показал, что дебит по нефти изначально снизился до 7,5 т/сут, но далее в течении двух месяцев, по мере возобновления термогидродинамической связи между парными скважинами и расширения паровой камеры и подключения новых зон дренирования, увеличился до 23 т/сут. В ходе технического обслуживания погружного насоса, на его конструктивных элементах отложений водоизолирующего состава не обнаружено. После чего скважины продолжают эксплуатировать в прежнем режиме расширяя паровую камеру и вовлекая в разработку ранее не дренируемые участки продуктивного пласта.After establishing a stable thermohydrodynamic connection between the injection and production wells, characterized by an increase in the temperature of the produced fluid, the water cut was 85%, the oil production rate was 14.3 tons / day. After 4 months of operation, the production well was treated with 12% hydrochloric acid to destroy the water-insulating composition. Restarting the production and injection wells in normal operation showed that the oil production rate initially decreased to 7.5 tons / day, but then within two months, as the thermohydrodynamic connection between the pair wells resumed and the steam chamber expanded and new zones were connected drainage, increased to 23 tons / day. During the maintenance of the submersible pump, no deposits of the water-insulating composition were found on its structural elements. After that, the wells continue to operate in the same mode, expanding the steam chamber and involving previously un-drained sections of the productive formation into development.
Предлагаемый способ обеспечил повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти с водонефтяными зонами, увеличил нефтеизвлечение мелкозалегающих залежей, разрабатываемых с использованием технологии парогравитационного дренирования. Применение способа упрощает процесс, снижает эксплуатационные затраты вследствие непроизводительной эксплуатации и нагрева водонасыщенных зон пласта за счет их отсечения, снижения спуско-подъемных операций, расширяет функциональные возможности способа за счет приготовления и последовательности закачки жидкого пакера с регулируемым временем жизни и термогелевой композиции, сосредотачивает депрессию, созданную насосом в добывающей скважине, в нефтенасыщенных участках горизонтального ствола, сокращает время создания локальной гидродинамической связи между скважинами в средней зоне скважины и зоне «носка» и расширяет ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин.The proposed method has provided an increase in the efficiency of the development of super-viscous oil deposits with water-oil zones, increased oil recovery of shallow deposits, developed using the technology of steam gravity drainage. Application of the method simplifies the process, reduces operating costs due to unproductive operation and heating of water-saturated zones of the formation due to their cutting off, reduction of tripping operations, expands the functionality of the method by preparing and pumping a liquid packer with an adjustable lifetime and a thermo-gel composition, concentrates depression, created by a pump in a production well, in oil-saturated sections of a horizontal wellbore, reduces the time for creating a local hydrodynamic connection between wells in the middle zone of the well and the "toe" zone and expands it along horizontal boreholes of paired wells.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020106041A RU2730705C1 (en) | 2020-02-10 | 2020-02-10 | Development method of super-viscous oil deposit with water-oil zones |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020106041A RU2730705C1 (en) | 2020-02-10 | 2020-02-10 | Development method of super-viscous oil deposit with water-oil zones |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2730705C1 true RU2730705C1 (en) | 2020-08-25 |
Family
ID=72237797
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020106041A RU2730705C1 (en) | 2020-02-10 | 2020-02-10 | Development method of super-viscous oil deposit with water-oil zones |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2730705C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4804043A (en) * | 1987-07-01 | 1989-02-14 | Mobil Oil Corp. | Process for selective placement of polymer gels for profile control in thermal oil recovery |
| RU2198287C2 (en) * | 2001-04-02 | 2003-02-10 | Позднышев Геннадий Николаевич | Method of oil production |
| RU2522369C1 (en) * | 2012-12-11 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones |
| RU2578134C1 (en) * | 2015-03-11 | 2016-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones |
| RU164723U1 (en) * | 2015-09-24 | 2016-09-10 | Дмитрий Витальевич Страхов | PACKER DRILLED |
| RU2690586C1 (en) * | 2018-09-10 | 2019-06-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones |
-
2020
- 2020-02-10 RU RU2020106041A patent/RU2730705C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4804043A (en) * | 1987-07-01 | 1989-02-14 | Mobil Oil Corp. | Process for selective placement of polymer gels for profile control in thermal oil recovery |
| RU2198287C2 (en) * | 2001-04-02 | 2003-02-10 | Позднышев Геннадий Николаевич | Method of oil production |
| RU2522369C1 (en) * | 2012-12-11 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones |
| RU2578134C1 (en) * | 2015-03-11 | 2016-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones |
| RU164723U1 (en) * | 2015-09-24 | 2016-09-10 | Дмитрий Витальевич Страхов | PACKER DRILLED |
| RU2690586C1 (en) * | 2018-09-10 | 2019-06-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5425421A (en) | Method for sealing unwanted fractures in fluid-producing earth formations | |
| CA2094088C (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| US4787449A (en) | Oil recovery process in subterranean formations | |
| CA2552525C (en) | Method of reducing water influx into gas wells | |
| US3172470A (en) | Single well secondary recovery process | |
| RU2304710C1 (en) | Well bottom zone treatment process | |
| US4293035A (en) | Solvent convection technique for recovering viscous petroleum | |
| CA1264657A (en) | Enhanced hydrocarbon recovery process utilizing thermoelastic fracturing | |
| WO2002025055A1 (en) | Method of preventing gas breakthrough in an oil bearing formation | |
| RU2730705C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit with water-oil zones | |
| RU2735008C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2737455C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of formation in conditions of high-dissected high-conductivity reservoir with low stress contrast of bridges | |
| RU2684262C1 (en) | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones | |
| RU2693055C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2679423C1 (en) | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals | |
| Alam et al. | Mobility control of caustic flood | |
| RU2059064C1 (en) | Method for insulating gas stratum | |
| RU2117753C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2619778C1 (en) | Method of water inflow limitation in flooded carbone reservoirs | |
| RU2680089C1 (en) | Superhigh viscosity oil with aquifers deposit development method | |
| US20120273200A1 (en) | Methods for treating a wellbore | |
| RU2663521C1 (en) | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones | |
| RU2261981C1 (en) | Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well | |
| RU2059788C1 (en) | Method for completion of oil wells | |
| RU2768864C1 (en) | Method for increasing the productivity of wells |