RU2584437C1 - Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть - Google Patents
Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть Download PDFInfo
- Publication number
- RU2584437C1 RU2584437C1 RU2015124357/03A RU2015124357A RU2584437C1 RU 2584437 C1 RU2584437 C1 RU 2584437C1 RU 2015124357/03 A RU2015124357/03 A RU 2015124357/03A RU 2015124357 A RU2015124357 A RU 2015124357A RU 2584437 C1 RU2584437 C1 RU 2584437C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- centrifugal pump
- electric centrifugal
- well
- injection well
- horizontal
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 27
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 27
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 8
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 4
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 4
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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 OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Centrifugal Separators (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение дебита добывающих скважин без выхода из строя глубинно-насосного оборудования. Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает закачку пара через горизонтальную нагнетательную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине, причем в нагнетательную скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра, конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола, в добывающей скважине размещают оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе. Через нагнетательную скважину закачивают пар, затем проводят термобарометрические измерения, посредством оптоволоконного кабеля выявляют зоны горизонтального ствола добывающей скважины с наибольшей температурой, среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в определенной зоне размещают электроцентробежный насос, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и периодичностью работы электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, при котором электроцентробежный насос работает в постоянном режиме при температуре перекачиваемой пластовой продукции, равной максимально допустимой для электроцентробежного насоса. 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2379494, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.01.2010, Бюл. 2), согласно которому используют пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин. Горизонтальные участки этих скважин размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта. Скважины оснащают колонной насосно-компрессорных труб, что позволяет вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину и контроль технологических параметров пласта и скважины. Окончания колонн насосно-компрессорных труб располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин. Прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти. Закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта, создают паровую камеру. Увеличивают размеры паровой камеры, в процессе отбора продукции периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды. Анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры. С учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.
Недостатком известного способа является отсутствие контроля температуры в добывающих скважинах, что приводит или к перегреву скважины и выходу из строя глубинно-насосного оборудования, или к недогреву и потерям дебита нефти.
В предложенном изобретении решается задача повышения дебита добывающих скважин без выхода из строя глубинно-насосного оборудования.
Задача решается тем, что в способе эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающем закачку пара через горизонтальную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине, согласно изобретению в нагнетательную скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра, конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола, в добывающей скважине размещают оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, через нагнетательную скважину закачивают пар и проводят термобарометрические измерения, посредством оптоволоконного кабеля выявляют зоны горизонтального ствола добывающей скважины с наибольшей температурой, среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в определенной зоне размещают электроцентробежный насос, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и периодичностью работы электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, при котором электроцентробежный насос работает в постоянном режиме при температуре перекачиваемой пластовой продукции, равной максимально допустимой для электроцентробежного насоса.
Сущность изобретения
При добыче высоковязкой нефти парогравитационным воздействием стремятся к максимальному разогреву и снижению вязкости нефти, что обеспечивает максимальный дебит скважин. Однако при этом насосное оборудование начинает работать с перегревом и выходит из строя. Занижение температуры нефти приводит к потерям дебита. Отсутствие контроля температуры в добывающих скважинах приводит или к перегреву скважины и выходу из строя глубинно-насосного оборудования или к недогреву и потерям дебита нефти. В предложенном изобретении решается задача повышения дебита добывающих скважин без выхода из строя глубинно-насосного оборудования. Задача решается следующим образом.
При эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, в нагнетательную скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра, конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола. Такое размещение позволяет проводить равномерный прогрев скважины по стволу и, соответственно, улучшить гидродинамическую связь с добывающей скважиной.
В добывающей скважине размещают оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, снабженным датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе. Через нагнетательную скважину закачивают пар и проводят термобарометрические измерения. Посредством оптоволоконного кабеля выявляют зоны горизонтального ствола добывающей скважины с наибольшей температурой, среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м. Данная кривизна является наиболее оптимальной для размещения и эксплуатации установки электроцентробежного насоса. Перемещают колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом до размещения электроцентробежного насоса в определенной зоне. Закачивают пар через нагнетательную скважину и отбирают пластовую продукцию посредством электроцентробежного насоса через добывающую скважину. Замеряют температуру на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе. При температуре ниже допустимой по условиям работы насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину.
При превышении температуры в районе электроцентробежного насоса переводят насос в периодический режим работы. При остановках работы насоса пластовая жидкость охлаждается. После охлаждения жидкости до допустимой температуры включают насос и отбирают пластовую продукцию до достижения допустимой температуры. Затем вновь останавливают работу насоса и т.д. Одновременно уменьшают закачку пара. Добиваются постоянного режима работы электроцентробежного насоса с температурой жидкости на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе равной максимально допустимой по условиям работы насоса.
В результате удается максимально увеличить дебит скважины без выхода из строя глубинно-насосного оборудования.
Пример конкретного выполнения
Эксплуатируют пару скважин на месторождении высоковязкой нефти. Вязкость нефти составляет 3993 сСт (при 20°С). На месторождении пробурены две скважины.
Нагнетательная скважина с горизонтальным стволом длиной 640,5 м на глубине 115 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол скважины не обсажен. С устья в скважину спущены две колонны насосно-компрессорных труб. Конец первой колонны диаметром 89 мм спущен до начала горизонтального ствола. Конец второй колонны диаметром 60 мм спущен до конца горизонтального ствола.
Добывающая скважина с горизонтальным стволом длиной 735,5 м на глубине 112,5 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена колонной с щелями - щелевым фильтром. В добывающей скважине размещают оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом марки ВНН5А-159-300/04-013, снабженным датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе. Информация с датчиков по кабелю передается на устье скважины.
Через нагнетательную скважину закачивают пар. После освоения нагнетательной скважины ее останавливают на 10 суток и проводят термобарометрические измерения в добывающей скважине. Посредством оптоволоконного кабеля выявляют зоны горизонтального ствола добывающей скважины с наибольшей температурой, среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м. Перемещают колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом до размещения электроцентробежного насоса в определенной зоне. Закачивают пар через нагнетательную скважину и отбирают пластовую продукцию посредством электроцентробежного насоса через добывающую скважину. Замеряют температуру на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе. Допустимая температура для данного электроцентробежного насоса составляет 150°С. Температура на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса составляет 130°С. При такой температуре эксплуатируют насос в постоянном режиме. Увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину. При температуре в районе электроцентробежного насоса более 150°С переводят насос в периодический режим работы. Останавливают работу насоса до достижения температуры 142°С, включают насос и отбирают пластовую продукцию до достижения допустимой температуры 150°С. Затем вновь останавливают работу насоса и т.д. Одновременно уменьшают закачку пара. Добиваются постоянного режима работы электроцентробежного насоса с расходом 117 м3/сут с температурой жидкости на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе 150°С.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения дебита добывающих скважин без выхода из строя глубинно-насосного оборудования.
Claims (1)
- Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающий закачку пара через горизонтальную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине, отличающийся тем, что в нагнетательную скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра, конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола, в добывающей скважине размещают оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, через нагнетательную скважину закачивают пар, и проводят термобарометрические измерения, посредством оптоволоконного кабеля выявляют зоны горизонтального ствола добывающей скважины с наибольшей температурой, среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в определенной зоне размещают электроцентробежный насос, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и периодичностью работы электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, при котором электроцентробежный насос работает в постоянном режиме при температуре перекачиваемой пластовой продукции, равной максимально допустимой для электроцентробежного насоса.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015124357/03A RU2584437C1 (ru) | 2015-06-23 | 2015-06-23 | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015124357/03A RU2584437C1 (ru) | 2015-06-23 | 2015-06-23 | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2584437C1 true RU2584437C1 (ru) | 2016-05-20 |
Family
ID=56012143
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015124357/03A RU2584437C1 (ru) | 2015-06-23 | 2015-06-23 | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2584437C1 (ru) |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2663526C1 (ru) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин |
| RU2663528C1 (ru) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
| RU2663527C1 (ru) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть |
| RU2689102C2 (ru) * | 2017-10-13 | 2019-05-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| RU2694317C1 (ru) * | 2018-08-17 | 2019-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ освоения и разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть |
| RU2695478C1 (ru) * | 2018-11-01 | 2019-07-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
| RU2713277C1 (ru) * | 2019-09-30 | 2020-02-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
| RU2724692C1 (ru) * | 2019-10-16 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
| RU2725415C1 (ru) * | 2019-10-16 | 2020-07-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин |
| RU2752641C2 (ru) * | 2019-08-07 | 2021-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти |
| RU2791828C1 (ru) * | 2022-07-28 | 2023-03-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ добычи высоковязкой нефти с использованием пары скважин |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| RU2206728C1 (ru) * | 2002-05-18 | 2003-06-20 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт (ОАО ВНИИнефть) | Способ добычи высоковязкой нефти |
| RU2305762C1 (ru) * | 2006-02-09 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи вязкой нефти или битума |
| RU2379494C1 (ru) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| RU2522369C1 (ru) * | 2012-12-11 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами |
-
2015
- 2015-06-23 RU RU2015124357/03A patent/RU2584437C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| RU2206728C1 (ru) * | 2002-05-18 | 2003-06-20 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт (ОАО ВНИИнефть) | Способ добычи высоковязкой нефти |
| RU2305762C1 (ru) * | 2006-02-09 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи вязкой нефти или битума |
| RU2379494C1 (ru) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| RU2522369C1 (ru) * | 2012-12-11 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами |
Cited By (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2663526C1 (ru) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин |
| RU2663528C1 (ru) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
| RU2663527C1 (ru) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть |
| RU2689102C2 (ru) * | 2017-10-13 | 2019-05-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| RU2694317C1 (ru) * | 2018-08-17 | 2019-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ освоения и разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть |
| RU2695478C1 (ru) * | 2018-11-01 | 2019-07-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
| RU2752641C2 (ru) * | 2019-08-07 | 2021-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти |
| RU2713277C1 (ru) * | 2019-09-30 | 2020-02-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
| RU2724692C1 (ru) * | 2019-10-16 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
| RU2725415C1 (ru) * | 2019-10-16 | 2020-07-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин |
| RU2791828C1 (ru) * | 2022-07-28 | 2023-03-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ добычи высоковязкой нефти с использованием пары скважин |
| RU2792484C1 (ru) * | 2022-12-02 | 2023-03-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации парных скважин, добывающих высоковязкую нефть, с поддержанием пластового давления |
| RU2803327C1 (ru) * | 2023-04-03 | 2023-09-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
| RU2813873C1 (ru) * | 2023-07-11 | 2024-02-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин |
| RU2814237C1 (ru) * | 2023-09-19 | 2024-02-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2584437C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
| RU2663526C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин | |
| RU2663528C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
| RU2663527C1 (ru) | Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
| RU2379494C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2412342C1 (ru) | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину | |
| RU2675114C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
| RU2322576C1 (ru) | Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов | |
| RU2694317C1 (ru) | Способ освоения и разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
| RU103845U1 (ru) | Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
| RU2526047C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием | |
| RU2434129C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2689102C2 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2543848C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти или битума с регулируемым отбором продукции из горизонтальных скважин | |
| RU2724707C1 (ru) | Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
| RU2555163C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти горизонтальными скважинами | |
| RU2678738C1 (ru) | Способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти | |
| RU2731777C1 (ru) | Способ определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть | |
| RU2610966C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума | |
| RU2724692C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
| RU2752641C2 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти | |
| RU2695478C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
| RU2690588C2 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
| RU2194855C1 (ru) | Способ исследования скважин | |
| RU2803327C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |