RU2295030C1 - Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen - Google Patents
Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen Download PDFInfo
- Publication number
- RU2295030C1 RU2295030C1 RU2006118125/03A RU2006118125A RU2295030C1 RU 2295030 C1 RU2295030 C1 RU 2295030C1 RU 2006118125/03 A RU2006118125/03 A RU 2006118125/03A RU 2006118125 A RU2006118125 A RU 2006118125A RU 2295030 C1 RU2295030 C1 RU 2295030C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- clay
- productive
- horizontal
- wells
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a layer-zone-heterogeneous reservoir of high-viscosity oil or bitumen.
Известен способ добычи углеводородов из подземной залежи битуминозного песка или залежи тяжелой нефти, включающий бурение пары скважин, которая состоит из нагнетательной скважины, заканчивающейся в залежи, и добывающей скважины, заканчивающейся в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, создание проницаемой зоны между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной за счет нагнетания водяного пара в нагнетательную скважину и добывающую скважину, после создания между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной проницаемой зоны прекращение подачи пара в добывающую скважину, подача водяного пара только в нагнетательную скважину, а по добывающей скважине извлечение углеводородов (патент Канады №1130201, кл. Е 21 В 43/24, 1982).A known method of producing hydrocarbons from an underground deposit of tar sand or a heavy oil deposit, comprising drilling a pair of wells, which consists of an injection well ending in the reservoir, and a producing well ending in the reservoir below the level of the injection well, creating a permeable zone between the injection well and the producing well due to the injection of water vapor into the injection well and production well, after the permeability between the injection well and the production well is established us termination of steam supply into the production well, the supply of steam only in the injection well and the production well for hydrocarbon extraction (Canadian Patent №1130201, Cl. E 21 B 43/24, 1982).
Основным недостатком известного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, т.к. в условиях послойно- и зонально-неоднородного пласта охват пласта воздействием по вертикали и по площади чрезвычайно мал, что приводит к большой продолжительности охвата всего объема пласта воздействием и низким темпам отбора.The main disadvantage of this method is the lack of oil recovery, because in conditions of a layered and zonal inhomogeneous formation, the coverage of the formation by vertical and area effects is extremely small, which leads to a long duration of coverage of the entire volume of the formation by exposure and low rates of selection.
Известен способ эксплуатации двухустьевой горизонтальной скважины, включающий вскрытие продуктивного пласта, насыщенного высоковязкой нефтью или битумом, горизонтальным стволом и его крепление обсадной эксплуатационной колонной, оборудование устья, перфорацию и освоение скважины. После установки оборудования для отбора углеводородов на втором устье скважину осваивают и начинают добычу из устьев и при приближении контура заводнения к месту установки пакера внутритрубное пространство эксплуатационной колонны в интервале установки пакера перекрывают, например, полимерным тампоном, и устье, расположенное на стороне, противоположной направлению перемещения контура заводнения, используют для нагнетания жидкого или газообразного агента для поддержания пластового давления, а противоположное устье - для добычи углеводородов (Патент РФ №2159317, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 2000.11.20).A known method of operating a two-well horizontal well, which includes opening a productive formation saturated with highly viscous oil or bitumen, a horizontal well and fixing it with a casing production string, wellhead equipment, perforation and well development. After installing the equipment for the selection of hydrocarbons at the second wellhead, the well is developed and production begins from the mouths, and when the waterflood circuit approaches the packer installation site, the in-pipe production casing in the packer installation interval is closed, for example, with a polymer swab, and the mouth located on the side opposite to the direction of movement water flooding, used to inject a liquid or gaseous agent to maintain reservoir pressure, and the opposite mouth - for coal mining hydrogens (RF Patent No. 2159317, class E 21 B 43/20, publ. 2000.11.20).
Известный способ обладает низкой эффективностью подъема вязких нефтей или битумов, так как характеризуется дискретным режимом подъема продукции, что связано с использованием естественной энергии пласта.The known method has a low lifting efficiency of viscous oils or bitumen, as it is characterized by a discrete mode of lifting products, which is associated with the use of natural energy of the reservoir.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий бурение двухустьевой горизонтальной скважины, крепление ее эксплуатационной колонной, протаскиваемой с одного устья по стволу к другому совместно с пакерами для установки последних в кровле продуктивного пласта, подъем и подачу нефти в выкидную линию на одном из устьев скважины. Устьевые участки эксплуатационной колонны соединяют между собой наземным участком в виде дугообразного трубопровода с идентичным внутренним диаметром с образованием замкнутого канала, упомянутый наземный участок которого закрепляют на опорной раме приводного узла. Для этого в эксплуатационной колонне размещают дополнительную колонну, выполняющую функцию насосно-компрессорной трубы в подземной части и имеющую перфорационные каналы для сообщения с продуктивным пластом. В полости дополнительной колонны на равноудаленных расстояниях друг от друга устанавливают систему цилиндрических элементов, соединенных между собой посредством силовых тяг с формированием замкнутой тяговой системы. Участки подземной части колонны насосно-компрессорных труб от устьев скважины до границ перфорационного участка эксплуатационной колонны совместно с упомянутыми цилиндрическими элементами образуют поршневые насосные пары. В процессе эксплуатации осуществляют принудительное перемещение системы цилиндрических элементов с помощью приводного узла с непрерывным последовательным вытеснением нефти из колонны насосно-компрессорных труб посредством упомянутых выше поршневых насосных пар (Патент РФ №2246001, кп. Е 21 В 43/24, опубл. 2005.02.10).A known method of developing deposits of highly viscous oil or bitumen, including drilling a two-well horizontal well, securing it with a production string, dragged from one wellhead along the trunk to another together with packers for installing the latter in the roof of a productive formation, lifting and supplying oil to a flow line at one of the mouths wells. The wellhead sections of the production casing are interconnected by a ground section in the form of an arcuate pipeline with an identical inner diameter to form a closed channel, the above ground section of which is fixed on the supporting frame of the drive unit. To do this, in the production casing place an additional casing, performing the function of a tubing in the underground part and having perforation channels for communication with the reservoir. A system of cylindrical elements interconnected by means of power rods with the formation of a closed traction system is installed in the cavity of the additional column at equidistant distances from each other. The sections of the underground part of the tubing string from the wellhead to the boundaries of the perforation section of the production string together with the said cylindrical elements form piston pumping pairs. During operation, a system of cylindrical elements is forcedly moved using a drive unit with continuous successive oil displacement from the tubing string by means of the piston pump pairs mentioned above (RF Patent No. 22246001, cp. E 21 V 43/24, published 2005.02.10 )
Известный способ не позволяет разрабатывать залежь с высокой нефтеотдачей вследствие малого поступления высоковязких пластовых флюидов в скважину.The known method does not allow to develop a reservoir with high oil recovery due to the small flow of highly viscous reservoir fluids into the well.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение непрерывной (двухустьевой) скважины с образованием ее выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку в пробуренную скважину обсадной колонны, цементирование затрубного пространства по всей длине, перфорирование обсадной колонны в интервале горизонтального участка, установку внутри обсадной трубы насосно-компрессорных труб с центраторами, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб с входного и выходного участков, отбор продукта по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку (Патент РФ №2211318, кп. Е 21 В 43/24, опубл. 27.08.2003) - прототип.Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing an oil field, including drilling a continuous (double-well) well with the formation of its output section upward with an inclination from the reservoir to the surface, installing a casing in the drilled well, cementing the annulus along the entire length, perforation of the casing in the interval of the horizontal section, installation of tubing with centralizers inside the casing, supply of t plonositelya the column tubing with the inlet and outlet sections, the selection of the product of the output section while continuing the injection of the coolant inlet portion (. RF patent №2211318, kn E 21 B 43/24, published on 27.08.2003.) - prototype.
Основным недостатком данного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, т.к. при закачке пара и одновременном отборе нефти из одной скважины происходят быстрые прорывы пара, а при циклическом воздействии - непроизводительный расход пара на повторный прогрев остывшего продуктивного пласта за период отбора, т.е. большая энергозатратность и, кроме того, низкий охват пласта воздействием.The main disadvantage of this method is the lack of oil recovery, because when steam is injected and oil is simultaneously withdrawn from one well, steam breaks out quickly, and during cyclic exposure, the steam is unproductive for re-heating the cooled reservoir during the selection period, i.e. high energy costs and, in addition, low coverage of the formation by impact.
В предложенном способе решается задача повышения темпа прогрева, увеличения охвата пласта по площади и вертикали, нефтеизвлечения и сокращения энергетических затрат на проведение процесса теплового воздействия.The proposed method solves the problem of increasing the rate of heating, increasing the coverage of the formation in area and vertical, oil recovery and reducing energy costs for the process of heat exposure.
Задача решается тем, что в способе разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума, включающем строительство многоустьевой горизонтальной скважины, подачу теплоносителя и отбор продукции, согласно изобретению, определяют в залежи продуктивные пласты и глинистые (слабопродуктивные) пропластки, горизонтальный ствол многоустьевой добывающей горизонтальной скважины проводят преимущественно по продуктивному пласту, из этого ствола бурят дополнительные боковые стволы под глинистым (слабопродуктивным) пропластком, выше по вертикали и параллельно многоустьевой добывающей горизонтальной скважине строят многоустьевую нагнетательную горизонтальную скважину, из которой проводят восходящими через глинистый (слабопродуктивный) пропласток дополнительные боковые стволы, натетают теплоноситель в обе скважины и создают проницаемую зону между многоустьевыми горизонтальными скважинами, после создания проницаемой зоны прекращают подачу теплоносителя в многоустьевую добывающую горизонтальную скважину и по многоустьевой добывающей горизонтальной скважине с дополнительными боковыми стволами отбирают продукцию.The problem is solved in that in the method for developing a layered-zonal-heterogeneous reservoir of highly viscous oil or bitumen, including the construction of a multi-well horizontal well, supply of coolant and product selection, according to the invention, productive formations and clay (low-productive) interlayers, a horizontal trunk of multi-well producing a horizontal well is carried out mainly along the productive formation, from this trunk additional sidetracks are drilled under the clay (poorly productive) With a layer of plastic, higher vertically and parallel to a multi-mouth production horizontal well, a multi-mouth horizontal injection well is constructed, from which additional lateral shafts are ascended through a clay (poorly productive) interlayer, a coolant is infused into both wells and a permeable zone is formed between horizontal multi-mouth wells, and after the creation of the permeable zone, they are stopped coolant supply to the multi-well production horizontal well and multi-well production horizon noy well with additional sidetracks selected products.
При наличии выдержанных по площади глинистых (слабопродуктивных) пропластков из горизонтального ствола многоустьевой добывающей горизонтальной скважины дополнительные боковые стволы бурят восходящими и их заканчивают выше глинистого (слабопродуктивного) пропластка, дополнительно бурят с поверхности вертикальные скважины, проходящие через глинистый (слабопродуктивный) пропласток и заканчивающиеся ниже глинистого (слабопродуктивного) пропластка преимущественно в продуктивном пласте, причем вертикальные скважины используют как в качестве транспортного канала подачи теплоносителя выше залегания глинистого (слабопродуктивного) пропластка, так и для подачи продукции вниз к многоустьевой добывающей горизонтальной скважине.In the presence of clay (weakly productive) interlayers from the horizontal wellbore of a multi-wellhead producing horizontal well that are sustained over the area, additional sidetracks are drilled ascending and they are completed above the clay (poorly productive) interlayer, vertical wells passing through the clay (poorly productive) interlayers and ending below the clay are drilled from the surface (poorly productive) interlayer mainly in the reservoir, and vertical wells are used as in achestve transport channel supplying coolant above occurrence clay (slaboproduktivnogo) seam, and for supplying the products down to the extractive mnogoustevoy horizontal well.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1. строительство многоустьевой горизонтальной скважины;1. construction of a multi-well horizontal well;
2. подача теплоносителя;2. coolant supply;
3. отбор продукции;3. selection of products;
4. определение в залежи продуктивных пластов и глинистых (слабопродуктивных) пропластков;4. determination of productive strata and clay (poorly productive) interlayers in the reservoir;
5. проведение горизонтального ствола многоустьевой добывающей горизонтальной скважины преимущественно по продуктивному пласту;5. the horizontal wellbore of a multi-wellhead producing horizontal well primarily along the reservoir;
6. бурение из горизонтального ствола многоустьевой добывающей горизонтальной скважины дополнительных боковых стволов под глинистым (слабопродуктивным) пропластком;6. drilling from the horizontal wellbore of a multi-wellhead producing horizontal well of additional lateral shafts under a clay (poorly productive) layer;
7. выше по вертикали и параллельно многоустьевой добывающей горизонтальной скважине строительство многоустьевой нагнетательной горизонтальной скважины;7. Higher vertically and parallel to the multi-wellhead producing horizontal well, the construction of a multi-wellhead horizontal injection well;
8. проведение из многоустьевой нагнетательной горизонтальной скважины восходящими через глинистый (слабопродуктивный) пропласток дополнительных боковых стволов;8. conducting from the multi-wellhead injection horizontal well ascending through the clay (poorly productive) layer of additional sidetracks;
9. нагнетание теплоносителя в обе скважины и создание проницаемой зоны между многоустьевыми горизонтальными скважинами;9. injection of coolant into both wells and the creation of a permeable zone between multi-mouth horizontal wells;
10. после создания проницаемой зоны прекращение подачи теплоносителя в многоустьевую добывающую горизонтальную скважину и по многоустьевой добывающей горизонтальной скважине с дополнительными боковыми стволами отбор продукции;10. after the creation of the permeable zone, the termination of the flow of coolant into the multi-mouth horizontal production well and multi-mouth horizontal production well with additional sidetracks selection of products;
11. при наличии выдержанных по площади глинистых (слабопродуктивных) пропластков из горизонтального ствола многоустьевой добывающей горизонтальной скважины бурение дополнительных боковых стволов восходящими и их заканчивание выше глинистого (слабопродуктивного) пропластка;11. in the presence of clay (weakly productive) interlayers from the horizontal wellbore of a multi-wellhead producing horizontal well that are sustained over the area, drilling of additional sidetracks is ascending and their completion is higher than the clay (poorly productive) interlayer;
12. дополнительно бурение с поверхности вертикальных скважин, проходящих через глинистый (слабопродуктивный) пропласток и заканчивающихся ниже глинистого (слабопродуктивного) пропластка преимущественно в продуктивном пласте;12. additionally drilling from the surface of vertical wells passing through a clay (poorly productive) interlayer and ending below a clay (poorly productive) interlayer mainly in the reservoir;
13. использование вертикальных скважин как в качестве транспортного канала подачи теплоносителя выше залегания глинистого (слабопродуктивного) пропластка, так и для подачи продукции вниз к многоустьевой добывающей горизонтальной скважине.13. the use of vertical wells both as a transport channel for supplying coolant above the clay (poorly productive) layer, and for supplying products down to a multi-well horizontal producing well.
Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-10 являются существенными отличительными признаками изобретения, признаки 11-13 являются частными признаками изобретения.Signs 1-3 are common with the prototype, signs 4-10 are the salient features of the invention, signs 11-13 are particular features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Разработка послойно-зонально-неоднородных залежей высоковязкой нефти и природного битума характеризуется низкими охватом пласта по объему, темпом отбора и нефтеизвлечением. Особенно сильный отрицательный эффект оказывает наличие глинистых (слабопродуктивных) пропластков. Задачей предлагаемого изобретения является повышение охвата пласта по объему, увеличение темпов прогрева пласта и отбора продукции и, как следствие, коэффициента нефтеизвлечения. Задача решается следующим образом.The development of stratified-zonal heterogeneous deposits of highly viscous oil and natural bitumen is characterized by low reservoir coverage by volume, rate of recovery and oil recovery. The presence of clay (poorly productive) interlayers has a particularly strong negative effect. The objective of the invention is to increase the coverage of the formation by volume, increase the rate of heating of the formation and selection of products and, as a result, the oil recovery coefficient. The problem is solved as follows.
При разработке послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума определяют в залежи продуктивные пласты и глинистые (слабопродуктивные) пропластки. Проводят горизонтальный ствол многоустьевой добывающей горизонтальной скважины преимущественно по продуктивному пласту. Из этого ствола бурят дополнительные боковые стволы под глинистым (слабопродуктивным) пропластком. Выше по вертикали и параллельно многоустьевой добывающей горизонтальной скважине строят многоустьевую нагнетательную горизонтальную скважину, из которой проводят восходящими через глинистый (слабопродуктивный) пропласток дополнительные боковые стволы. Нагнетают теплоноситель в обе скважины и создают проницаемую зону между многоустьевыми горизонтальными скважинами. После создания проницаемой зоны прекращают подачу теплоносителя в многоустьевую добывающую горизонтальную скважину и по многоустьевой добывающей горизонтальной скважине с дополнительными боковыми стволами отбирают продукцию. При наличии выдержанных по площади глинистых (слабопродуктивных) пропластков из горизонтального ствола многоустьевой добывающей горизонтальной скважины дополнительные боковые стволы бурят восходящими и их заканчивают выше глинистого (слабопродуктивного) пропластка. Дополнительно бурят с поверхности вертикальные скважины, проходящие через глинистый (слабопродуктивный) пропласток и заканчивающиеся ниже глинистого (слабопродуктивного) пропластка преимущественно в продуктивном пласте, причем при закачке теплоносителя вертикальные скважины используют как в качестве транспортного канала подачи теплоносителя выше залегания глинистого (слабопродуктивного) пропластка, а при добыче нефти вертикальные скважины используют для подачи продукции из пространства над глинистым (слабопродуктивным) пропластком вниз к многоустьевой добывающей горизонтальной скважине.When developing a layer-zonal heterogeneous reservoir of highly viscous oil or bitumen, productive formations and clayey (poorly productive) interlayers are determined in the reservoir. A horizontal wellbore of a multi-wellhead producing horizontal well is conducted mainly along the producing formation. Additional lateral trunks are drilled from this trunk under a clay (poorly productive) interlayer. A multi-mouth horizontal injection well is constructed higher vertically and parallel to the multi-mouth production horizontal well, from which additional sidetracks are ascended through the clay (low-productivity) interlayers. The coolant is pumped into both wells and a permeable zone is created between the multi-mouth horizontal wells. After creating a permeable zone, the coolant is stopped flowing into a multi-mouth horizontal production well and multi-mouth horizontal production well with additional sidetracks is withdrawn. In the presence of clay (weakly productive) interlayers sustained over the area from the horizontal wellbore of a multi-wellhead producing horizontal well, additional sidetracks are drilled upward and they are completed above a clay (poorly productive) interlayer. Additionally, vertical wells are drilled from the surface, passing through a clay (poorly productive) interlayer and ending below a clay (poorly productive) interlayer mainly in the reservoir, and when injecting coolant, vertical wells are used as a transport channel for supplying coolant above the clay (poorly productive) interlayers, and in oil production, vertical wells are used to supply products from the space above the clay (poorly productive) layer com down to a multi-wellhead producing horizontal well.
На чертеже представлена схема послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума с нагнетательной и добывающей многоустьевыми горизонтальными скважинами с дополнительными стволами.The drawing shows a diagram of a layered-zonal-heterogeneous reservoir of highly viscous oil or bitumen with injection and producing multi-well horizontal wells with additional shafts.
На послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума выделяют продуктивный пласт (высокопродуктивную зону) 1 и глинистые (слабопродуктивные) пропластки 2. Высокопродуктивная зона 1 характеризуется следующими показателями: проницаемость 0,1-2,0 мкм2, пористость 0,15-0,30 д.ед., нефтенасыщенность 0,70-0,90 д.ед. Глинистые (слабопродуктивные) пропластки 2 характеризуются следующими показателями: проницаемость 0,03-0,10 мкм2, пористость 0,13-0,19 д.ед., нефтенасыщенность 0,5-0,8 д.ед. Бурят нагнетательную многоустьевую горизонтальную скважину 3 и добывающую многоустьевую горизонтальную скважину 4 с образованием выходных участков вверх с наклоном до дневной поверхности. Добывающую многоустьевую горизонтальную скважину 4 бурят залегающей ниже уровня и параллельно нагнетательной многоустьевой горизонтальной скважины 3. Из горизонтального ствола добывающей многоустьевой горизонтальной скважины 4 бурят дополнительные боковые стволы 5 под глинистым (слабопродуктивным) пропластком 2. Из нагнетательной многоустьевой горизонтальной скважины 3 бурят восходящими через глинистый (слабопродуктивный) пропласток 2 дополнительные боковые стволы 6. Создают проницаемую зону между нагнетательной многоустьевой горизонтальной скважиной 3 и добывающей многоустьевой горизонтальной скважиной 4 за счет нагнетания теплоносителя (пара и/или газа) в нагнетательную многоустьевую горизонтальную скважину 3 и добывающую многоустьевую горизонтальную скважину 4 с входного и выходного участков (с устьев). Теплоноситель по основным горизонтальным стволам поступает в зону между скважинами 3 и 4, по дополнительным боковым стволам 5 добывающей скважины 4 - за пределы распространения глинистых (слабопродуктивных) пропластков 2, а по дополнительным восходящим боковым стволам 6 нагнетательной скважины 3 - выше их. С поверхности бурят вертикальные скважины 7, проходящие через глинистый (слабопродуктивный) пропласток 2 и заканчивающиеся ниже глинистого (слабопродуктивного) пропластка 2 преимущественно в продуктивном пласте 1 в зоне влияния многоустьевой добывающей горизонтальной скважины 4. Вертикальные скважины 7 используют как в качестве транспортного канала подачи теплоносителя выше залегания глинистого (слабопродуктивного) пропластка 2, так и для подачи продукции вниз к многоустьевой добывающей горизонтальной скважине 4. После создания проницаемой зоны между скважинами 3 и 4 осуществляют отбор продукции по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине 4 путем транспортирования ее к поверхности с помощью поршня (насоса) 8 по обсадной колонне, имеющей два выхода на поверхность. Отбор продукции ведут до полной выработки продуктивного пласта 1.A productive layer (highly productive zone) 1 and clayey (poorly productive) interlayers 2 are distinguished in a layer-zonal heterogeneous reservoir of highly viscous oil or bitumen. Highly productive zone 1 is characterized by the following parameters: permeability 0.1-2.0 μm 2 , porosity 0.15- 0.30 units, oil saturation 0.70-0.90 units Clay (poorly productive) interlayers 2 are characterized by the following indicators: permeability 0.03-0.10 μm 2 , porosity 0.13-0.19 unit units, oil saturation 0.5-0.8 unit units. Drill an injection multi-mouth horizontal well 3 and a producing multi-mouth horizontal well 4 with the formation of output sections upward with an inclination to the day surface. An additional multi-mouth horizontal well 4 is drilled below the level and parallel to an injection multi-well horizontal well 3. From the horizontal well of the multi-mouth horizontal well 4, additional side shafts 5 are drilled under a clay (poorly productive) interlayer 2. From a multi-mouth horizontal well 3 are drilled ascending through a clay (weak) ) interlayers 2 additional lateral trunks 6. Create a permeable zone between the injection multi-mouth burn the horizontal well 3 and the producing multi-mouth horizontal well 4 due to the injection of coolant (steam and / or gas) into the multi-mouth horizontal well 3 and the producing multi-mouth horizontal well 4 from the input and output sections (from the mouths). The coolant flows through the main horizontal trunks into the zone between wells 3 and 4, along the additional lateral trunks 5 of the producing well 4 — beyond the distribution limits of clay (poorly productive) interlayers 2, and through the additional ascending lateral trunks 6 of the injection well 3 — above them. Vertical wells 7 are drilled from the surface, passing through a clay (poorly productive) interlayer 2 and ending below a clay (poorly productive) interlayer 2 mainly in a productive formation 1 in the zone of influence of a multi-well production horizontal well 4. Vertical wells 7 are used as a transport channel for supplying the coolant above clay (poorly productive) bedding 2, and for supplying products down to a multi-mouth horizontal producing well 4. After creating permeability emoy zone between the wells 3 and 4 is carried out by extracting the product selection dvuhustevoy horizontal wellbore 4 by conveying it to the surface by means of the piston (pump) 8 and the casing having two exit surface. The selection of products lead to the complete development of the reservoir 1.
В качестве теплоносителя используют пар и/или углеводородный газ.As the heat carrier, steam and / or hydrocarbon gas is used.
Закачиваемый теплоноситель вследствие разности плотностей закачиваемого пара и/или газа и пластовой нефти образует паро(газо)нефтяную ванну, расширяющуюся вверх и вбок. Дополнительные восходящие боковые стволы 6 из натетательной многоустьевой горизонтальной скважины 3 ускоряют процесс охвата послойно-зонально-неоднородного пласта по вертикали и позволяют вовлечь в процесс продуктивные зоны, расположенные выше глинистого (слабопродуктивного) пропластка 2. Дополнительные боковые стволы 5 из добывающей многоустьевой горизонтальной скважины 4 повышают охват по площади, тем самым увеличиваются охват пласта по объему и темп отбора нефти. Происходит ускоренный прогрев пласта 1 по всему объему. После создания прогретой проницаемой зоны теплоноситель подают только в нагнетательную скважину 3. Отбирают продукт по добывающей скважине 4 путем транспортирования ее с помощью поршня (насоса) 8 к поверхности по обсадной колонне, имеющей два выхода на поверхность. Отбор продукции ведут до полной выработки продуктивного пласта 1.The injected coolant due to the difference in the densities of the injected steam and / or gas and reservoir oil forms a vapor (gas) oil bath, expanding upward and sideways. Additional ascending lateral shafts 6 from a testational multi-mouth horizontal well 3 accelerate the vertical coverage of the multi-zone-zonal heterogeneous formation and allow the productive zones located above the clay (poorly productive) interlayer 2 to be involved in the process. Additional lateral shafts 5 from the producing multi-well horizontal well 4 increase coverage by area, thereby increasing the coverage of the reservoir in terms of volume and rate of oil recovery. There is an accelerated heating of reservoir 1 throughout the volume. After creating the heated permeable zone, the coolant is supplied only to the injection well 3. The product is taken through the producing well 4 by transporting it with a piston (pump) 8 to the surface along the casing having two outlets to the surface. The selection of products lead to the complete development of the reservoir 1.
Теплоноситель закачивают при давлении, равном 0,75-0,85 от бокового горного давления. При этом раскрывается часть трещин в пласте. После снятия давления трещины смыкаются, охват пласта 1 паром увеличивается, за счет чего создается обширная проницаемая зона.The coolant is pumped at a pressure equal to 0.75-0.85 from the side rock pressure. In this case, a part of the cracks in the formation is revealed. After depressurization, the cracks close together, the coverage of the formation 1 with steam increases, thereby creating an extensive permeable zone.
При закачке теплоносителя только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину 3 степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют. Вначале нагнетают пар малой степени сухости, равной 0,3-0,6 д.ед., который при рабочем давлении нагнетания преимущественно поступает в высокопроницаемую часть продуктивного пласта 1, охватывая неравномерно пласт 1. При уменьшении приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины 2 и доли попутной воды в отбираемой продукции добывающей скважины 4 переходят на закачку пара высокой степени сухости, равной 0,8-0,9 д.ед. Пар высокой степени сухости с большим содержанием газовой фазы внедряется в неохваченные воздействием интервалы пласта 1, тем самым увеличивая охват пласта прогревом. Закачку пара высокой степени сухости прекращают при повышении давления до 2,1 МПа и переходят на закачку пара малой степени сухости пара, который заполняет новые интервалы пласта 1.When the coolant is injected only into the horizontal two-wellhead injection well 3, the degree of dryness of the injected steam is periodically alternated. Initially, steam is injected with a low degree of dryness equal to 0.3-0.6 unit units, which, at an operating pressure of injection, predominantly enters the highly permeable part of the productive formation 1, covering the formation non-uniformly 1. With a decrease in the injectivity of the injection two-well horizontal well 2 and the share of associated water in the selected products of producing well 4 go to the injection of steam of a high degree of dryness equal to 0.8-0.9 units High-dry vapor with a high gas phase content is introduced into the intervals of formation 1 not covered by the impact, thereby increasing the coverage of the formation by heating. Steam injection with a high degree of dryness is stopped when the pressure rises to 2.1 MPa and switch to steam injection with a low degree of dryness of steam, which fills new intervals of formation 1.
В случае применения в качестве рабочего агента газа процесс осуществляют следующим образом. Вначале нагнетают более жирный или обогащенный тяжелыми углеводородами газ, который при рабочем давлении нагнетания преимущественно поступает в высокопроницаемую часть продуктивного пласта 1, охватывая неравномерно пласт 1. При уменьшении приемистости нагнетательной скважины 3 и доли попутной воды в отбираемой продукции добывающей скважины 4 переходят на закачку малой жирности газа (бедных тяжелыми фракциями). Газ малой жирности внедряется в неохваченные воздействием интервалы пласта 1, тем самым выравнивается фронт охвата пласта. Закачку газа малой жирности прекращают при повышении давления до 2,1 МПа и переходят на закачку более жирного газа, который заполняет новые интервалы пласта 1.In the case of using gas as a working agent, the process is as follows. First, a gas that is fatter or enriched with heavy hydrocarbons is injected, which, at an operating pressure of injection, predominantly enters the highly permeable part of the productive formation 1, covering the formation non-uniformly 1. When the injectivity of injection well 3 and the proportion of associated water in the selected products of production well 4 decrease, they switch to low-fat injection gas (poor in heavy fractions). Low fat gas is introduced into the intervals of formation 1 not covered by the impact, thereby leveling the front of the formation. The injection of low-fat gas is stopped when the pressure rises to 2.1 MPa and they switch to the injection of more fatty gas, which fills the new intervals of the formation 1.
В результате добиваются наиболее полной выработки продуктивного пласта 1.As a result, the most complete development of the productive formation 1 is achieved.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разрабатывают месторождение высоковязкой нефти. На месторождении имеется высокопродуктивная зона 1 и глинистые (слабопродуктивные) пропластки 2. Высокопродуктивная зона 1 толщиной 20-30 м находится на глубине 90 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,77 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 1,5 мкм2, с нефтью, имеющей плотность 956 кг/м3 и вязкость 30000 мПа·с. Глинистые (слабопродуктивные) пропластки 2 толщиной 2-4 м находятся на глубине 97 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,50 д.ед., пористостью 18%, проницаемостью 0,1 мкм2, с нефтью, имеющей плотность 956 кг/м3 и вязкость 30000 мПа·с.A highly viscous oil field is being developed. The field has a highly productive zone 1 and clayey (poorly productive) interlayers 2. Highly productive zone 1 with a thickness of 20-30 m is located at a depth of 90 m with a temperature of 8 ° C, a pressure of 0.5 MPa, an oil saturation of 0.77 units, a porosity of 30 %, permeability of 1.5 μm 2 , with oil having a density of 956 kg / m 3 and a viscosity of 30,000 mPa · s. Clay (poorly productive) interlayers 2 with a thickness of 2-4 m are located at a depth of 97 m with a temperature of 8 ° C, a pressure of 0.5 MPa, oil saturation of 0.50 grand units, porosity of 18%, permeability of 0.1 μm 2 , with oil having a density of 956 kg / m 3 and a viscosity of 30,000 mPa · s.
Бурят пару скважин, которая состоит из нагнетательной многоустьевой горизонтальной скважины 3 длиной 400 м и добывающей многоустьевой горизонтальной скважины 4 длиной 400 м, залегающей в залежи ниже уровня нагнетательной многоустьевой горизонтальной скважины 3 на 5 м. Проводят исследования скважин (например, потокометрии), по данным исследований находят неработающие участки пласта, являющиеся косвенным признаком наличия глинистых (слабопродуктивных) пропластков 2. Затем из горизонтального ствола добывающей двухустьевой горизонтальной скважины 4 бурят дополнительные боковые стволы 5 длиной 75 м под глинистым (слабопродуктивным) пропластком 2. Из горизонтального ствола нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины 2 проводят восходящими через глинистый (слабопродуктивный) пропласток 2 дополнительные боковые стволы 6. По колоннам насосно-компрессорных труб (на чертеже не показаны) с входного и выходного участков скважин 3 и 4 проводят закачку пара при давлении 1,7 МПа, что равно 0,8 от бокового горного давления. При этом пар распределяется по дополнительным боковым 5 и восходящим стволам 3 скважин. Происходит ускоренный прогрев (охват) неоднородного пласта 1. После снятия давления трещины смыкаются, охват пласта 1 паром увеличивается, за счет чего создается обширная проницаемая зона. Далее пар подают только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину 3, причем степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют. Вначале нагнетают пар малой степени сухости, равной 0,3-0,6 д.ед., который при рабочем давлении нагнетания 0,8 МПа преимущественно поступает в высокопроницаемую часть продуктивного пласта 1, охватывая неравномерно пласт 1. При уменьшении приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины 2 и доли попутной воды в отбираемой продукции добывающей скважины 4 переходят на закачку пара высокой степени сухости, равной 0,8-0,9 д.ед. Пар высокой степени сухости с большим содержанием газовой фазы внедряется в неохваченные воздействием интервалы пласта 1, тем самым увеличивая охват пласта прогревом. Закачку пара высокой степени сухости прекращают при повышении давления до 2,1 МПа и переходят на закачку пара малой степени сухости пара, который заполняет новые интервалы пласта 1.A pair of wells is drilled, which consists of a 400 m long multi-mouth horizontal well 3 and 400 m long multi-mouth horizontal well 4 that is buried in the reservoir 5 m below the horizontal multi-mouth horizontal well 3. Well surveys are carried out (for example, flowmetry), according to studies find non-working sections of the reservoir, which are an indirect sign of the presence of clay (poorly productive) interlayers 2. Then, from the horizontal trunk of the producing two-mouth horizontal Sugar 4 drills additional lateral shafts 5 75 m long under a clay (poorly productive) interlayer 2. From the horizontal well of an injection double-well horizontal well 2, additional lateral shafts ascend through a clay (weakly productive) interlayer 2 6. On tubing columns (not shown) shown) from the inlet and outlet sections of wells 3 and 4, steam is injected at a pressure of 1.7 MPa, which is 0.8 of lateral rock pressure. In this case, the steam is distributed over additional lateral 5 and ascending trunks of 3 wells. Accelerated heating (coverage) of the heterogeneous formation 1 occurs. After the pressure is removed, the cracks are closed, the coverage of the formation 1 by steam increases, thereby creating an extensive permeable zone. Next, the steam is fed only into the injection double-well horizontal well 3, and the degree of dryness of the injected steam is periodically alternated. Initially, steam is injected with a low degree of dryness equal to 0.3-0.6 unit units, which, at an operating pressure of 0.8 MPa, predominantly enters the highly permeable part of the productive formation 1, covering the formation non-uniformly 1. With a decrease in the injectivity of the injection double-well horizontal well 2 and the proportion of associated water in the selected products of the producing well 4 go to the injection of steam with a high degree of dryness equal to 0.8-0.9 units High-dry vapor with a high gas phase content is introduced into the intervals of formation 1 not covered by the impact, thereby increasing the coverage of the formation by heating. Steam injection with a high degree of dryness is stopped when the pressure rises to 2.1 MPa and switch to steam injection with a low degree of dryness of steam, which fills new intervals of formation 1.
В случае применения в качестве рабочего агента газа процесс осуществляют следующим образом. В пласт 1 вначале нагнетают более жирный или обогащенный тяжелыми углеводородами газ, который при рабочем давлении нагнетания 0,8 МПа преимущественно поступает в высокопроницаемую часть продуктивного пласта 1, охватывая неравномерно пласт 1. При уменьшении приемистости нагнетательной скважины 3 и доли попутной воды в отбираемой продукции добывающей скважины 4 переходят на закачку малой жирности газа (бедных тяжелыми фракциями). Газ малой жирности внедряется в неохваченные воздействием интервалы пласта 1, тем самым выравнивается фронт охвата пласта. Закачку газа малой жирности прекращают при повышении давления до 2,1 МПа и переходят на закачку более жирного газа, который заполняет новые интервалы пласта 1.In the case of using gas as a working agent, the process is as follows. At first, a fatter or heavier hydrocarbon-rich gas is injected into the formation 1, which, at an operating pressure of 0.8 MPa, predominantly enters the highly permeable part of the productive formation 1, covering the formation non-uniformly 1. With a decrease in the injectivity of the injection well 3 and the proportion of associated water in the extracted production wells 4 go on the injection of low fat gas (poor heavy fractions). Low fat gas is introduced into the intervals of formation 1 not covered by the impact, thereby leveling the front of the formation. The injection of low-fat gas is stopped when the pressure rises to 2.1 MPa and they switch to the injection of more fatty gas, which fills the new intervals of the formation 1.
После создания проницаемой зоны осуществляют отбор продукции по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине 4 путем транспортирования ее к поверхности с помощью поршня (насоса) 8 по обсадной колонне, имеющей два выхода на поверхность. Отбор продукции ведут до полной выработки продуктивного пласта 1.After creating a permeable zone, products are selected for production by the two-mouth horizontal well 4 by transporting it to the surface using a piston (pump) 8 through a casing having two outlets to the surface. The selection of products lead to the complete development of the reservoir 1.
Благодаря подаче пара и/или газа по многоустьевым добывающей 4 и нагнетательной 3 скважинам, имеющим дополнительные стволы 5 и 6, при давлении, равном или большем бокового горного, ускоряется прогрев (охват) послойно- и зонально-неоднородного пласта 1. Вследствие периодической смены степени сухости подаваемого пара (жирности газа) увеличивается охват пласта 1 воздействием, равномерно вырабатывается пласт 1 и как результат - существенно повышается нефтеизвлечение. Темп отбора битумной нефти за счет ускорения прогрева пласта (охвата пласта) увеличился с 1,3% до 6,0% от извлекаемых запасов нефти, а затраты пара (газа) на прогрев пласта уменьшаются на 40% по сравнению с прототипом.Due to the supply of steam and / or gas through multi-well production 4 and injection 3 wells with additional shafts 5 and 6, at a pressure equal to or greater than the lateral mountain, heating (coverage) of the stratified and zonal inhomogeneous formation is accelerated 1. Due to the periodic change in degree dryness of the supplied steam (gas fat), the coverage of the formation 1 increases, the formation is uniformly produced, and as a result, the oil recovery is significantly increased. The rate of extraction of bitumen oil due to the acceleration of heating of the formation (coverage of the formation) increased from 1.3% to 6.0% of the recoverable oil reserves, and the cost of steam (gas) for heating the formation is reduced by 40% compared to the prototype.
Сравнение эффективности применения предлагаемого способа приведено в таблице. Из таблицы следует, что предложенный способ позволяет добыть дополнительно 122,3 тыс. т. нефти.Comparison of the effectiveness of the proposed method is shown in the table. From the table it follows that the proposed method allows to extract an additional 122.3 thousand tons of oil.
Применение предложенного способа позволит повысить темпы прогрева и отбора, нефтеизвлечение и сократить энергетические затраты на проведение процесса воздействия.Application of the proposed method will increase the rate of heating and selection, oil recovery and reduce energy costs for the exposure process.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006118125/03A RU2295030C1 (en) | 2006-05-26 | 2006-05-26 | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006118125/03A RU2295030C1 (en) | 2006-05-26 | 2006-05-26 | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2295030C1 true RU2295030C1 (en) | 2007-03-10 |
Family
ID=37992517
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006118125/03A RU2295030C1 (en) | 2006-05-26 | 2006-05-26 | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2295030C1 (en) |
Cited By (26)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2442884C1 (en) * | 2010-08-27 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity and heavy oil with thermal action |
| RU2446278C1 (en) * | 2010-11-02 | 2012-03-27 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Development method of deposits with high-viscosity oils and bitumens by means of system of horizontal inclined wells |
| RU2446280C1 (en) * | 2010-10-12 | 2012-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| RU2459069C1 (en) * | 2011-09-06 | 2012-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multi-formation oil deposit development method |
| RU2461705C1 (en) * | 2011-04-05 | 2012-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" (ГОУ ВПО БашГУ) | Method for development of high-viscous oil deposit at thermal effect |
| RU2465441C2 (en) * | 2007-08-27 | 2012-10-27 | Сименс Акциенгезелльшафт | Method and device for extraction of bitumen or very heavy oil in-situ |
| RU2473794C1 (en) * | 2012-03-26 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2473796C1 (en) * | 2011-06-16 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of superviscous oil deposit in layer-by-layer non-homogeneous manifold with partial vertical connectivity |
| RU2474678C1 (en) * | 2011-10-13 | 2013-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit with horizontal wells |
| RU2485304C1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen |
| RU2496979C1 (en) * | 2012-05-03 | 2013-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation |
| RU2510455C2 (en) * | 2008-04-30 | 2014-03-27 | Уорлд Энерджи Системз Инкорпорейтед | Method for improving extraction of hydrocarbons |
| RU2524736C1 (en) * | 2013-04-30 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development of oil deposits by wells communicated via productive stratum |
| RU2531963C1 (en) * | 2013-08-13 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development of thick oil or bitumen deposits |
| RU2565613C1 (en) * | 2014-07-31 | 2015-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil pay development by horizontal and vertical wells using interbedding burning |
| RU2582251C1 (en) * | 2015-03-23 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen |
| RU2582529C1 (en) * | 2015-03-23 | 2016-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen |
| RU2640608C1 (en) * | 2017-04-04 | 2018-01-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of ash-nonuniform deposit of high-viscosity oil or bitumen |
| RU2643056C1 (en) * | 2016-11-16 | 2018-01-30 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method for development of pools of superheavy oil or natural bitumen |
| RU2657307C1 (en) * | 2017-09-26 | 2018-06-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen |
| RU2663627C1 (en) * | 2017-07-06 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
| RU2675114C1 (en) * | 2018-02-05 | 2018-12-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
| RU2681758C1 (en) * | 2018-05-18 | 2019-03-12 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of developing super-viscous oil field |
| RU2691234C2 (en) * | 2017-10-12 | 2019-06-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit |
| RU2761799C1 (en) * | 2021-06-11 | 2021-12-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of layer-by-layer-zonal-heterogeneous deposits of super-viscous oil or bitumen |
| RU2781983C1 (en) * | 2022-03-04 | 2022-10-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity and bituminous oil deposits |
-
2006
- 2006-05-26 RU RU2006118125/03A patent/RU2295030C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (27)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2465441C2 (en) * | 2007-08-27 | 2012-10-27 | Сименс Акциенгезелльшафт | Method and device for extraction of bitumen or very heavy oil in-situ |
| US8485254B2 (en) | 2007-08-27 | 2013-07-16 | Siemens Aktiengesellschaft | Method and apparatus for in situ extraction of bitumen or very heavy oil |
| RU2510455C2 (en) * | 2008-04-30 | 2014-03-27 | Уорлд Энерджи Системз Инкорпорейтед | Method for improving extraction of hydrocarbons |
| RU2442884C1 (en) * | 2010-08-27 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity and heavy oil with thermal action |
| RU2446280C1 (en) * | 2010-10-12 | 2012-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| RU2446278C1 (en) * | 2010-11-02 | 2012-03-27 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Development method of deposits with high-viscosity oils and bitumens by means of system of horizontal inclined wells |
| RU2461705C1 (en) * | 2011-04-05 | 2012-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" (ГОУ ВПО БашГУ) | Method for development of high-viscous oil deposit at thermal effect |
| RU2473796C1 (en) * | 2011-06-16 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of superviscous oil deposit in layer-by-layer non-homogeneous manifold with partial vertical connectivity |
| RU2459069C1 (en) * | 2011-09-06 | 2012-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multi-formation oil deposit development method |
| RU2474678C1 (en) * | 2011-10-13 | 2013-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit with horizontal wells |
| RU2485304C1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen |
| RU2473794C1 (en) * | 2012-03-26 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2496979C1 (en) * | 2012-05-03 | 2013-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation |
| RU2524736C1 (en) * | 2013-04-30 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development of oil deposits by wells communicated via productive stratum |
| RU2531963C1 (en) * | 2013-08-13 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development of thick oil or bitumen deposits |
| RU2565613C1 (en) * | 2014-07-31 | 2015-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil pay development by horizontal and vertical wells using interbedding burning |
| RU2582251C1 (en) * | 2015-03-23 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen |
| RU2582529C1 (en) * | 2015-03-23 | 2016-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen |
| RU2643056C1 (en) * | 2016-11-16 | 2018-01-30 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method for development of pools of superheavy oil or natural bitumen |
| RU2640608C1 (en) * | 2017-04-04 | 2018-01-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of ash-nonuniform deposit of high-viscosity oil or bitumen |
| RU2663627C1 (en) * | 2017-07-06 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
| RU2657307C1 (en) * | 2017-09-26 | 2018-06-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen |
| RU2691234C2 (en) * | 2017-10-12 | 2019-06-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit |
| RU2675114C1 (en) * | 2018-02-05 | 2018-12-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
| RU2681758C1 (en) * | 2018-05-18 | 2019-03-12 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of developing super-viscous oil field |
| RU2761799C1 (en) * | 2021-06-11 | 2021-12-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of layer-by-layer-zonal-heterogeneous deposits of super-viscous oil or bitumen |
| RU2781983C1 (en) * | 2022-03-04 | 2022-10-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity and bituminous oil deposits |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2295030C1 (en) | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2287677C1 (en) | Method for extracting oil-bitumen deposit | |
| US8408313B2 (en) | Methods for application of reservoir conditioning in petroleum reservoirs | |
| US5131471A (en) | Single well injection and production system | |
| RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
| CA2744749C (en) | Basal planer gravity drainage | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2582529C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| US8770289B2 (en) | Method and system for lifting fluids from a reservoir | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2211318C2 (en) | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation | |
| RU2565617C1 (en) | Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing | |
| RU2289685C1 (en) | Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2431744C1 (en) | Procedure for extraction of high viscous oil and bitumen with application of horizontal producing and horizontal-inclined wells | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2386800C1 (en) | Development method of multilayer high viscosity oil pool and bitumen | |
| RU2287679C1 (en) | Method for extracting deposit of high viscosity oil or bitumen | |
| RU2446280C1 (en) | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit | |
| RU2199657C2 (en) | Underground-surface method of development of high- viscosity oil deposit | |
| RU2287678C1 (en) | Method for extracting heterogeneous oil-bitumen deposit | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2287053C1 (en) | Method for thermal mine development of highly-viscous oil field by with branched wells | |
| RU2693055C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2339808C1 (en) | Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit | |
| RU2505668C1 (en) | Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160527 |