RU2625127C1 - Способ разработки залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой - Google Patents
Способ разработки залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой Download PDFInfo
- Publication number
- RU2625127C1 RU2625127C1 RU2016123167A RU2016123167A RU2625127C1 RU 2625127 C1 RU2625127 C1 RU 2625127C1 RU 2016123167 A RU2016123167 A RU 2016123167A RU 2016123167 A RU2016123167 A RU 2016123167A RU 2625127 C1 RU2625127 C1 RU 2625127C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- steam
- injection
- wells
- horizontal
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 title abstract 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 56
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 56
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 16
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 36
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 9
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 6
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 5
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 11
- 238000010792 warming Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 113
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 8
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 7
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 7
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical group O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000011877 solvent mixture Substances 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Substances N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
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
- 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)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой. Способ разработки залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой включает бурение горизонтальных скважин с расположением горизонтальных стволов добывающих скважин под горизонтальными стволами нагнетательных скважин, закачку пара в продуктивный пласт залежи, прогрев пласта с созданием паровой камеры, закачку пара и газа в нагнетательные горизонтальные скважины и отбор продукции из добывающих горизонтальных скважин. По данным бурения горизонтальных скважин определяют наличие газовой шапки и уточняют структуру залежи. В купольной части залежи бурят вертикальную добывающую скважину и перфорируют ее у кровли пласта. Через данную скважину отбирают газ из газовой шапки и направляют его в емкость для сбора газа. После прогрева пласта и создания паровой камеры в горизонтальные нагнетательные скважины помимо пара П закачивают добытый из газовой шапки газ Г, смешивая его с паром в соотношении П:Г=5-50:1. Причем для поддержания данного соотношения рабочих агентов и их смешивания добываемый газ из указанной емкости, а пар из парогенератора подают на бустерную установку, из которой смесь закачивают непосредственно в нагнетательные скважины. После прорыва в газовую шапку закачиваемого парогаза отбор газа из вертикальной скважины переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке в купольную часть залежи. При снижении объема накопленного в емкости газа ниже уровня, необходимого для поддержания соотношения закачиваемых рабочих агентов, переходят на закачку в нагнетательные скважины только пара. После повышения объема добытого газа в емкости до значения, при котором возможна закачка парогаза при указанном соотношении в течение не менее 10 сут, переходят на закачку парогаза. Периодичность закачки пар-парогаз при необходимости повторяют. В целом после создания паровой камеры месячную компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100%, таким образом, залежь разрабатывают в режиме парогазогравитационного дренирования. 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой и применением тепловых методов.
Известен способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей, включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции. В известном способе в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол. Совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель (патент РФ № 2387818, кл. Е21В 43/24, опубл. 27.04.2010).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий строительство двух горизонтальных скважин, расположенных одна над другой, закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, закачку пара и углеводородного растворителя в нагнетательную горизонтальную скважину и отбор продукции из добывающей горизонтальной скважины. Согласно изобретению в качестве углеводородного растворителя применяют попутный газ, а закачку пара и попутного газа ведут циклически и последовательно, пар закачивают в пласт до увеличения вязкости отбираемой продукции в 3-5 раз по сравнению с начальной вязкостью в начале цикла, начинают закачивать попутный газ с отбором продукции до снижения температуры отбираемой продукции на 10-25%, после чего циклы закачки пара и попутного газа с отбором продукции повторяют (патент РФ №2550635, кл. Е21В 43/24, Е21В 43/22, опубл. 10.05.2015 - прототип).
Общим недостатком известных способов является, во-первых, ограниченность применения закачки попутного газа ввиду низких значений газового фактора в залежах сверхвязких нефтей, во-вторых, достаточно высокая стоимость растворителя, в-третьих, отсутствие определенных оптимальных значений соотношения газа и пара. Все это приводит к невысокой нефтеотдаче известных способов.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой.
Задача решается тем, что в способе разработки залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой, включающем бурение горизонтальных скважин с расположением горизонтальных стволов добывающих скважин под горизонтальными стволами нагнетательных скважин, закачку пара в продуктивный пласт залежи, прогрев пласта с созданием паровой камеры, закачку пара и газа в нагнетательные горизонтальные скважины и отбор продукции из добывающих горизонтальных скважин, согласно изобретению по данным бурения горизонтальных скважин определяют наличие газовой шапки и уточняют структуру залежи, в купольной части залежи бурят вертикальную добывающую скважину и перфорируют ее у кровли пласта, через данную скважину отбирают газ из газовой шапки и направляют его в емкость для сбора газа, после прогрева пласта и создания паровой камеры в горизонтальные нагнетательные скважины помимо пара П закачивают добытый из газовой шапки газ Г, смешивая его с паром в соотношении П:Г=5-50:1, причем для поддержания данного соотношения рабочих агентов и их смешивания добываемый газ из указанной емкости, а пар из парогенератора подают на бустерную установку, из которой смесь закачивают непосредственно в нагнетательные скважины, после прорыва в газовую шапку закачиваемого парогаза отбор газа из вертикальной скважины переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке в купольную часть залежи, при снижении объема накопленного в емкости газа ниже уровня, необходимого для поддержания соотношения закачиваемых рабочих агентов, переходят на закачку в нагнетательные скважины только пара, после повышения объема добытого газа в емкости до значения, при котором возможна закачка парогаза при указанном соотношении в течение не менее 10 сут, переходят на закачку парогаза, периодичность закачки пар-парогаз при необходимости повторяют, в целом после создания паровой камеры месячную компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100%, таким образом, залежь разрабатывают в режиме парогазогравитационного дренирования – ПГГД.
Сущность изобретения.
Под сверхвязкими в данном способе понимаются нефти с вязкостью более 10000 мПа·с в первоначальных пластовых условиях.
На нефтеотдачу залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой существенное влияние оказывает эффективность создаваемой системы разработки, объединяющая как отбор нефти, так и отбор газа. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать указанные залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой. Задача решается следующим образом.
На фиг. 1 представлено схематическое изображение вертикального разреза залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой и профилем скважин. Обозначения: 1 – залежь, 2 – нефтенасыщенная часть залежи, 3 – газонасыщенная часть залежи, 4 – горизонтальная добывающая скважина, 5 – горизонтальная нагнетательная скважина, 6 – вертикальная газодобывающая скважина, 7 – парогенератор, 8 – бустерная установка, 9 – емкость для сбора газа, ГНК – газонефтяной контакт.
Способ реализуют следующим образом.
На залежи 1 сверхвязкой нефти 2 с газовой шапкой 3 бурят пары горизонтальных скважин 4 и 5 (фиг. 1). Горизонтальные стволы скважин 4 и 5 размещают параллельно друг другу в вертикальной плоскости, причем горизонтальные стволы нагнетательных скважин 5 проводят над горизонтальными стволами добывающих скважин 4. По данным бурения горизонтальных скважин 4 и 5 определяют наличие газовой шапки 3 и уточняют структуру залежи 1, определяют отметку газонефтяного контакта (ГНК). В купольной части залежи 1 бурят вертикальную добывающую скважину 6 и перфорируют ее у кровли залежи 1.
Нефтенасыщенную 2 часть залежи 1 разрабатывают в режиме парогравитационного дренирования. Для этого в парогенераторной установке 7 вырабатывают пар, который подают на бустерную установку (насос) 8, а затем закачивают в нагнетательные скважины 5. Осуществляют прогрев залежи 1 с созданием паровой камеры. Из добывающих скважин 4 отбирают продукцию пласта.
Ввиду наличия газовой шапки 3, имеется возможность использовать данный газ в качестве растворителя и закачивать в нефтенасыщенную часть 2 залежи 1. Газ позволяет несколько снизить вязкость нефти за счет его растворения в нефти, однако, растворимость газов в нефти различна: наиболее растворим углекислый газ, далее следует метан, наименее растворим – азот. Поэтому чем выше содержание углекислого газа и/или метана, тем лучше. Так же следует отметить, что до создания паровой камеры, т.е. повышения температуры в залежи, растворимость газа будет практически отсутствовать, поэтому закачку газа следует начинать только после прогрева пласта.
Таким образом, через вертикальную газодобывающую скважину 6 отбирают газ из газовой шапки 3, собирая его в емкость 9 для сбора газа, а после создания паровой камеры и прогрева пласта, в горизонтальные нагнетательные скважины 5 помимо пара П закачивают добытый из газовой шапки 3 газ Г, смешивая его с паром в соотношении П:Г=5-50:1. Согласно исследованиям при соотношении более 50:1 для большинства залежей сверхвязких нефтей эффективность газа как растворителя практически отсутствует, а при соотношении менее 5:1 возникает необходимость высоких темпов отбора газа, что приводит к прорыву в вертикальную скважину 6 закачиваемого через нагнетательные скважины 5 парогаза, что снижает эффективность всей системы разработки. Для поддержания указанного соотношения рабочих агентов и их смешивания добываемый газ из емкости 9, а пар из парогенератора 7 подают на бустерную установку 8, из которой смесь закачивают непосредственно в нагнетательные скважины 5. В результате способ парогравитационного дренирования модифицируют в способ парогазогравитационного дренирования.
После прорыва в газовую шапку 3 закачиваемого парогаза отбор газа из вертикальной скважины 6 переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке 3 в купольную часть залежи 1. При снижении объема накопленного в емкости 9 газа ниже уровня, необходимого для поддержания соотношения закачиваемых рабочих агентов, переходят на закачку в нагнетательные скважины 5 только пара. После перераспределения газа в газовой шапке 3 в купольную часть залежи 1, вновь начинают отбирать газ из скважины 6, накапливая его в емкости 9. При достижении объема добытого газа в емкости 6 значения, при котором возможна закачка парогаза при указанном соотношении в течение не менее 10 сут, переходят на закачку парогаза. Согласно расчетам при длительности закачки менее 10 сут, эффективность парогаза практически отсутствует. Периодичность закачки рабочих агентов пар-парогаз при необходимости повторяют.
В целом после создания паровой камеры, месячную компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100%. Согласно расчетам превышение компенсации 100% приводит к быстрому прорыву парогаза, а при менее 40% - к снижению темпов отбора нефти.
Таким образом, залежь разрабатывают в режиме парогазогравитационного дренирования – ПГГД.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой.
Пример конкретного выполнения способа.
На одной из залежей 1 отложений уфимского яруса Ашальчинского месторождения сверхвязкой нефти вязкостью 20000 мПа·с, представленной нефтенасыщенной частью 2 толщиной 15 м и газовой шапкой 3 толщиной 10 м, бурят пару горизонтальных скважин 4 и 5 (фиг. 1) длиной по 300 м каждая. Горизонтальные стволы скважин 4 и 5 размещают параллельно друг другу в вертикальной плоскости на расстоянии 12 м, причем горизонтальный ствол нагнетательной скважины 5 проводят над горизонтальным стволом добывающей скважины 4. Скважины 4 и 5 обсаживают, цементируют и перфорируют.
Наличие газовой шапки 3 определяют по данным бурения горизонтальных скважин 4 и 5, уточняют структуру залежи 1, определяют отметку ГНК. В купольной части залежи 1 бурят вертикальную добывающую скважину 6, обсаживают, цементируют и перфорируют длиной 2 м у кровли залежи 1.
Нефтенасыщенную 2 часть залежи 1 разрабатывают в режиме парогравитационного дренирования. Для этого в парогенераторной установке 7 вырабатывают пар с температурой 190-220°С, который подают на бустерную установку (насос) 8, а затем закачивают в скважину 5 с расходом 50 м3/сут. В добывающую скважину 4 в течение первого месяца также закачивают пар с расходом 30 м3/сут. Осуществляют прогрев залежи 1. Со второго месяца из добывающей скважины 4 начинают отбор продукции из нефтенасыщенной части 2 залежи 1. В это время через вертикальную газодобывающую скважину 6 отбирают с дебитом 5 м3/сут газ из газовой шапки 3, собирая его в емкость 9 для сбора газа.
После прогрева пласта и создания паровой камеры на 7 месяц в горизонтальную нагнетательную скважину 5 помимо пара П начинают закачивать добытый из газовой шапки 3 газ Г, смешивая его с паром в соотношении П:Г=5:1, т.е. общий расход смеси – 60 м3/сут, из которых 10 м3/сут – газ. Для поддержания указанного соотношения рабочих агентов и их смешивания добываемый газ из емкости 9, а пар из парогенератора 7 подают на бустерную установку 8, из которой смесь закачивают непосредственно в нагнетательную скважину 5. Дебит жидкости горизонтальной добывающей скважины 4 составил 55 м3/сут. Учитывая, что дебит газа скважины 6 составляет 5 м3/сут, месячная компенсация отбора суммы жидкости и газа закачкой в парогаза – 100%.
Через полгода, т.е. на 13-й месяц, объем накопленного в емкости 9 и добываемого из скважины 6 газа, снижается до уровня, при котором поддержание расхода газа в 10 м3/сут невозможно. Соотношение П:Г устанавливают как 10:1, т.е. общий расход смеси – 55 м3/сут, из которых 5 м3/сут – газ. К этому времени дебит жидкости горизонтальной скважины 5 возрос до 92 м3/сут, т.е. с учетом дебита газа скважины 6, составляющего 5 м3/сут, месячная компенсация отбора суммы жидкости и газа закачкой парогаза – 57%.
На 20-й месяц разработки происходит прорыв в газовую шапку 3 закачиваемого парогаза. С 21-го месяца отбор газа из вертикальной скважины 6 переводят на периодический режим. Гидродинамическим моделированием определяют, что оптимальный период эксплуатации скважины 6 равен 30 сут, а период простоя на перераспределение газа в газовой шапке 3 в купольную часть залежи 1 – также 30 сут. При этом в период эксплуатации оптимальный дебит газа – 2 м3/сут. Соотношение закачиваемых агентов П:Г устанавливают как 50:1, т.е. общий расход смеси – 51 м3/сут, из которых 1 м3/сут – газ. К этому времени дебит жидкости горизонтальной скважины 5 возрос до 104 м3/сут, т.е. с учетом периодичности дебита газа скважины 6, составляющего 2 м3/сут, месячная компенсация отбора суммы жидкости и газа закачкой парогаза – 49-51%.
Начиная с 30-го месяца разработки, ввиду снижения дебита газа скважины 6 до 1 м3/сут, переходят на периодичную закачку рабочих агентов: пар-парогаз. При этом период закачки пара с расходом 50 м3/сут и период закачки парогаза с расходом 51 м3/сут устанавливают по 30 сут. К этому времени дебит жидкости горизонтальной скважины 5 возрос до 125 м3/сут, т.е. с учетом периодичности как дебита газа скважины 6, так и закачки рабочих агентов в скважину 5, месячная компенсация отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме газа и парогаза – 40-41%.
Через пять лет эксплуатации периоды закачки пара и парогаза снижают до 10 сут.
В данном режиме разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 1.
В результате разработки, которое ограничили достижением постоянной обводненности скважины 4 на уровне 98%, было добыто 24,8 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,539 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 21,5 тыс.т нефти, КИН составил 0,467 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,072 д.ед.
Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой за счет применения парогазогравитационного режима разработки – ПГГД, а также использования добываемого из газовой шапки газа для повышения эффективности разработки всей залежи.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой.
Claims (1)
- Способ разработки залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой, включающий бурение горизонтальных скважин с расположением горизонтальных стволов добывающих скважин под горизонтальными стволами нагнетательных скважин, закачку пара в продуктивный пласт залежи, прогрев пласта с созданием паровой камеры, закачку пара и газа в нагнетательные горизонтальные скважины и отбор продукции из добывающих горизонтальных скважин, отличающийся тем, что по данным бурения горизонтальных скважин определяют наличие газовой шапки и уточняют структуру залежи, в купольной части залежи бурят вертикальную добывающую скважину и перфорируют ее у кровли пласта, через данную скважину отбирают газ из газовой шапки и направляют его в емкость для сбора газа, после прогрева пласта и создания паровой камеры в горизонтальные нагнетательные скважины помимо пара П закачивают добытый из газовой шапки газ Г, смешивая его с паром в соотношении П:Г=5-50:1, причем для поддержания данного соотношения рабочих агентов и их смешивания добываемый газ из указанной емкости, а пар из парогенератора подают на бустерную установку, из которой смесь закачивают непосредственно в нагнетательные скважины, после прорыва в газовую шапку закачиваемого парогаза отбор газа из вертикальной скважины переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке в купольную часть залежи, при снижении объема накопленного в емкости газа ниже уровня, необходимого для поддержания соотношения закачиваемых рабочих агентов, переходят на закачку в нагнетательные скважины только пара, после повышения объема добытого газа в емкости до значения, при котором возможна закачка парогаза при указанном соотношении в течение не менее 10 сут, переходят на закачку парогаза, периодичность закачки пар-парогаз при необходимости повторяют, в целом после создания паровой камеры месячную компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100%, таким образом, залежь разрабатывают в режиме парогазогравитационного дренирования – ПГГД.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016123167A RU2625127C1 (ru) | 2016-06-11 | 2016-06-11 | Способ разработки залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016123167A RU2625127C1 (ru) | 2016-06-11 | 2016-06-11 | Способ разработки залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2625127C1 true RU2625127C1 (ru) | 2017-07-11 |
Family
ID=59495516
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016123167A RU2625127C1 (ru) | 2016-06-11 | 2016-06-11 | Способ разработки залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2625127C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2712904C1 (ru) * | 2018-12-04 | 2020-01-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой |
| RU2779502C1 (ru) * | 2022-03-01 | 2022-09-08 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ скважинной добычи высоковязкой нефти из залежи нефти с газовой шапкой |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2307926C1 (ru) * | 2005-12-26 | 2007-10-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Способ разработки битумного месторождения |
| RU2340768C2 (ru) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин |
| RU2379494C1 (ru) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| RU2387818C1 (ru) * | 2009-03-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей |
| WO2011075835A1 (en) * | 2009-12-21 | 2011-06-30 | N-Solv Heavy Oil Corporation | A multi-step solvent extraction process for heavy oil reservoirs |
| RU2550635C1 (ru) * | 2014-04-22 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
-
2016
- 2016-06-11 RU RU2016123167A patent/RU2625127C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2307926C1 (ru) * | 2005-12-26 | 2007-10-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Способ разработки битумного месторождения |
| RU2340768C2 (ru) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин |
| RU2379494C1 (ru) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| RU2387818C1 (ru) * | 2009-03-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей |
| WO2011075835A1 (en) * | 2009-12-21 | 2011-06-30 | N-Solv Heavy Oil Corporation | A multi-step solvent extraction process for heavy oil reservoirs |
| RU2550635C1 (ru) * | 2014-04-22 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2712904C1 (ru) * | 2018-12-04 | 2020-01-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой |
| RU2779502C1 (ru) * | 2022-03-01 | 2022-09-08 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ скважинной добычи высоковязкой нефти из залежи нефти с газовой шапкой |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5217076A (en) | Method and apparatus for improved recovery of oil from porous, subsurface deposits (targevcir oricess) | |
| CA2742565C (en) | Methods and systems for providing steam | |
| CA2643214C (en) | Method and system for extraction of hydrocarbons from oil sands | |
| CN103232852B (zh) | 油页岩原位竖井压裂化学干馏提取页岩油气的方法及工艺 | |
| US10145226B2 (en) | Steam-solvent-gas process with additional horizontal production wells to enhance heavy oil / bitumen recovery | |
| CA2742563C (en) | Methods and systems for providing steam | |
| RU2634135C2 (ru) | Выполненное in situ повышение сортности посредством нагнетания горячей текучей среды | |
| US8770289B2 (en) | Method and system for lifting fluids from a reservoir | |
| EA026744B1 (ru) | Способ добычи углеводородов | |
| RU2515662C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| MX2011004735A (es) | Movilizacion termica de depositos de hidrocarburos pesados. | |
| US4408665A (en) | In situ recovery of oil and gas from water-flooded oil shale formations | |
| RU2625127C1 (ru) | Способ разработки залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой | |
| RU2550635C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
| RU2509880C1 (ru) | Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов | |
| CA2759357C (en) | Staggered horizontal well oil recovery process | |
| Hall et al. | Operation and performance of the Slocum thermal recovery project | |
| RU2712904C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой | |
| Dusseault | Screening criteria and technology sequencing for in-situ viscous oil production | |
| RU2625125C1 (ru) | Способ разработки битумных залежей с газовой шапкой | |
| RU2679423C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами | |
| RU2431743C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов скважинами с наклонно-горизонтальными участками | |
| RU2505668C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с применением разветвленных горизонтальных скважин | |
| CA2953352C (en) | Removal of non-condensing gas from steam chamber with co-injection of steam and convection-enhancing agent | |
| CA3101890C (en) | Solvent dominated in situ recovery process with intermittent steam slug co-injection |