RU2672272C2 - Method for developing super-viscous oil deposits - Google Patents
Method for developing super-viscous oil deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2672272C2 RU2672272C2 RU2017100925A RU2017100925A RU2672272C2 RU 2672272 C2 RU2672272 C2 RU 2672272C2 RU 2017100925 A RU2017100925 A RU 2017100925A RU 2017100925 A RU2017100925 A RU 2017100925A RU 2672272 C2 RU2672272 C2 RU 2672272C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- formation
- viscous oil
- horizontal
- super
- Prior art date
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для разработки месторождений сверхвязкой нефти.The invention relates to the oil industry and may find application for the development of deposits of super-viscous oil.
Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти в послойно-неоднородном коллекторе с частичной вертикальной сообщаемостью (патент РФ №2473796, кл. Е21В 43/24, опубл. 27.01.2013 г.), включающий бурение пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев послойно-неоднородного коллектора закачкой теплоносителя (пара) в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны послойно-неоднородного коллектора с хорошей вертикальной сообщаемостью, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающей скважины, а горизонтальные участки горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин пробурены в интервале послойно-неоднородного коллектора с хорошей вертикальной сообщаемостью, и как минимум две вертикальные скважины пробурены в послойно-неоднородном коллекторе в зонах начала и конца горизонтальных участков и вскрыты в интервалах послойно-неоднородного коллектора с ухудшенным вертикальным сообщением, причем сначала закачкой пара в обе вертикальные скважины производят разогрев послойно-неоднородного коллектора в зонах с ухудшенным вертикальным сообщением до образования гидродинамической связи между вертикальными скважинами, после чего в одну из вертикальных скважин закачивают пар, а из другой вертикальной скважины отбирают продукцию, причем при прорыве пара в ствол вертикальной добывающей скважины снижают отбор продукции на 50% до прекращения поступления газа в ствол вертикальной добывающей скважины, после чего отбор продукции из вертикальной скважины возобновляют в прежнем объеме, а при снижении приемистости вертикальной нагнетательной скважины на 70% переходят на закачку горячей воды.A known method for the development of deposits of super-viscous oil in a layered heterogeneous reservoir with partial vertical connectivity (RF patent No. 2473796, class E21B 43/24, published January 27, 2013), including drilling a pair of horizontal injection and production wells, horizontal sections of which are located parallel to one another in a vertical plane, heating the stratified inhomogeneous reservoir by pumping coolant (steam) into both wells with the formation of a steam chamber, heating the interwell zone of the stratified inhomogeneous reservoir with good by low flow rate, lower viscosity of super-viscous oil, steam injection into the upper horizontal injection well and production selection from the lower horizontal production well, and horizontal sections of horizontal injection and production wells were drilled in the interval of a layered-heterogeneous reservoir with good vertical communication, and at least two vertical wells drilled in a layered-heterogeneous reservoir in the zones of the beginning and end of horizontal sections and opened in intervals of a layered-heterogeneous of the reservoir with poor vertical communication, and first, steam is injected into both vertical wells to heat the layer-heterogeneous reservoir in areas with poor vertical communication to form a hydrodynamic connection between the vertical wells, after which steam is pumped into one of the vertical wells and from another vertical well products are selected, and when steam breaks into the barrel of a vertical production well, production is reduced by 50% until the flow of gas into the barrel ceases vertically th production well, after which the product selection from a vertical borehole is resumed in the same volume, while reducing injectivity vertical injection well 70% moving to hot water injection.
Недостатком данного способа является сложная система проектирования скважин для разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти, а высокая температура в участках послойно-неоднородного коллектора в горизонтальной части скважины вызывает растворение глины с последующей изоляцией ею фильтра-хвостовика, что вызывает снижение дебита, кроме того этот способ отличает низкая рентабельность, высокая себестоимость и малая вероятность окупаемости данного способа разработки, а также низкий коэффициент извлечения сверхвязкой нефти из пласта.The disadvantage of this method is a complex well design system for developing deposits of highly viscous and heavy oil, and the high temperature in the sections of a layered-heterogeneous reservoir in the horizontal part of the well causes clay to dissolve, followed by isolation of the filter liner, which causes a decrease in flow rate, in addition, this method distinguishes low profitability, high cost and low probability of payback for this development method, as well as a low coefficient of extra-viscous oil recovery from the reservoir.
Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти с термическим воздействием (патент РФ №2486335, кл. Е21В 43/24, опубл. 27.06.2013 г.), включающий бурение горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, пробуренных друг под другом, причем горизонтальная нагнетательная скважина размещена выше горизонтальной добывающей скважины, а также рядов вертикальных нагнетательных скважин и добывающих скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор сверхвязкой нефти из добывающих скважин. При этом ряд вертикальных нагнетательных скважин бурят над горизонтальной нагнетательной скважиной до пересечения с ней, а добывающие скважины выполняют наклонными, располагают в двух рядах по разные стороны от горизонтальных скважин и бурят до пересечения с горизонтальной добывающей скважиной, затем производят гидравлические разрывы пласта из горизонтальной нагнетательной скважины напротив каждой вертикальной нагнетательной скважины с образованием гидродинамических связей, аналогично производят гидравлические разрывы пласта из горизонтальной добывающей скважины напротив каждой наклонной добывающей скважины с образованием гидродинамических связей, осуществляют закачку теплоносителя в горизонтальную нагнетательную скважину и в вертикальные нагнетательные скважины, а отбор сверхвязкой нефти осуществляют через горизонтальную добывающую скважину и наклонные добывающие скважины до обводнения горизонтальной добывающей скважины, после чего забои добывающих наклонных скважин изолируют от гидродинамической связи с горизонтальной добывающей скважиной, а горизонтальную добывающую скважину переводят в контрольную, далее закачку теплоносителя осуществляют поочередно, то в вертикальные нагнетательные скважины, то в горизонтальную нагнетательную скважину, а отбор сверхвязкой нефти осуществляют из наклонных добывающих скважин до обводнения забоев добывающих наклонных скважин из горизонтальной нагнетательной скважины, после чего закачку теплоносителя в горизонтальную нагнетательную скважину прекращают и переводят ее в технологическую, далее осуществляют закачку только в вертикальные нагнетательные скважины, а отбор продолжают из наклонных добывающих скважин, причем в технологическую скважину периодически закачивают воду для снижения температуры до допустимой на участке возможного прорыва теплоносителя в наклонные добывающие скважины.A known method for the development of deposits of super-viscous oil with thermal exposure (RF patent No. 2486335, CL EV 43/24, publ. 06/27/2013), including the drilling of horizontal injection and production wells drilled under each other, and the horizontal injection well is located above horizontal production wells, as well as rows of vertical injection wells and production wells, injection of coolant into injection wells and selection of super-viscous oil from production wells. At the same time, a number of vertical injection wells are drilled above the horizontal injection well until they intersect with it, and production wells are slanted, placed in two rows on opposite sides of horizontal wells and drilled to intersect with the horizontal production well, then hydraulic fractures are made from the horizontal injection well opposite each vertical injection well with the formation of hydrodynamic bonds, similarly produce hydraulic fractures and horizontal production well opposite each deviated production well with the formation of hydrodynamic connections, the coolant is pumped into the horizontal injection well and vertical injection wells, and the selection of super-viscous oil is carried out through the horizontal production well and deviated production wells until the horizontal production well is flooded, after which the production slopes wells are isolated from hydrodynamic communication with a horizontal production well, and mountains the horizontal production well is transferred to the control, then the coolant is pumped alternately, then into the vertical injection wells, then into the horizontal injection well, and the selection of super-viscous oil is carried out from the inclined production wells until the bottom faces of the producing inclined wells are flooded from the horizontal injection well, after which the coolant is pumped into the horizontal injection well is stopped and transferred to the technological one, then only the vertical wells are pumped etatelnye borehole, and continuing the selection of the inclined producing wells, the wellbore into the process periodically pumped water to reduce the temperature to an acceptable on the site of possible breakout of coolant into the inclined production wells.
Недостатком данного способа является низкая эффективность для месторождений сверхвязкой нефти в связи с малой вертикальной глубиной залегания данной группы залежей, применение гидравлического разрыва пласта на данной группе залежей может привести к быстрому обводнению скважинной продукции из-за близкого залегания подстилающих пластовых вод, а также высокая себестоимость добычи скважинной продукции и, в результате, низкий коэффициент извлечения сверхвязкой нефти из пласта.The disadvantage of this method is the low efficiency for super-viscous oil fields due to the small vertical depth of this group of deposits, the use of hydraulic fracturing in this group of deposits can lead to rapid flooding of well products due to the close occurrence of underlying formation water, as well as high production costs downhole production and, as a result, a low coefficient of extraction of super-viscous oil from the reservoir.
Известен способ обработки продуктивного пласта и скважинное оборудование для его осуществления (патент РФ №2478778, кл. Е21В 43/25, кл. Е21В 28/00, опубл. 10.04.2013 г.), включающий циклически чередующиеся операции репрессии на пласт с закачкой в пласт технологических жидкостей и депрессии на пласт с вызовом притока, волновое воздействие упругими колебаниями на обрабатываемую среду гидродинамическим генератором, установленным в скважине напротив продуктивного интервала, регулирование величины и/или скорости создания репрессии и депрессии в циклах, проведение управляемого по амплитудно-частотным параметрам регулярного волнового воздействия и осуществление мониторинга развития в пластовой среде фильтрационных процессов, декольматации и трещинообразования, на основе которого в режиме обратной связи определяют и назначают параметры регулирования, параметры волнового воздействия в последующих циклах репрессии и депрессии и длительность данных циклов по времени, причем величины и/или скорости создания репрессии и депрессий в циклах регулируют с последовательным их возрастанием, при этом начальные их минимальные значения определяют и назначают в зависимости от фильтрационно-емкостных параметров пластовой среды и одновременно периодически создают в скважинной жидкости гидроударные импульсы давления.A known method of processing a productive formation and downhole equipment for its implementation (RF patent No. 2478778, CL ЕВВ 43/25, CL ЕВВ 28/00, published on 04/10/2013), including cyclically alternating operations of repression on the reservoir with injection into formation of technological fluids and depression on the formation with an inflow challenge, wave action of elastic vibrations on the medium being treated by a hydrodynamic generator installed in the well opposite the production interval, regulation of the magnitude and / or rate of repression and depression in cycles, etc. maintaining a regular wave action controlled by amplitude and frequency parameters and monitoring the development of filtration processes in the formation medium, decolmatization and crack formation, based on which control parameters, wave action parameters in subsequent repression and depression cycles and the duration of these cycles are determined and assigned in feedback mode in time, and the magnitude and / or rate of repression and depression in the cycles are regulated with their sequential increase, pr and this their initial minimum values are determined and assigned depending on the filtration-capacitive parameters of the reservoir environment and at the same time periodically generate pressure shock pulses in the well fluid.
Кроме того, по крайней мере, в одном из циклов репрессии, одновременно с волновым воздействием в обрабатываемую пластовую среду закачивают сжимаемые жидкости с последующим их извлечением при создании импульсных депрессий, при этом в качестве сжимаемых жидкостей используют газожидкостные смеси, водонефтяные эмульсии, пены, химические реагенты. А также, сжимаемые жидкости создают непосредственно в процессе обработки в ходе закачки технологических жидкостей в пласт, при этом в качестве вводимого в жидкости газа используют углекислый газ, углеводородные газы, азот, воздух, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания устьевой техники или их смеси или используют газ, образующийся в результате химической реакции реагентной технологической жидкости с породами коллектора пласта и т.д.In addition, at least in one of the repression cycles, simultaneously with the wave action, compressible fluids are pumped into the formation medium to be treated and then extracted when creating pulsed depressions, while gas-liquid mixtures, water-oil emulsions, foams, and chemical reagents are used as compressible fluids. . Also, compressible fluids are created directly during processing during the injection of process fluids into the reservoir, while carbon dioxide, hydrocarbon gases, nitrogen, air, exhaust gases from wellhead combustion engines or mixtures thereof are used as gas introduced into the fluid, or they use gas resulting from a chemical reaction of a reagent process fluid with formation reservoir rocks, etc.
Недостатком данного способа является отсутствие технологической возможности проведения обработок продуктивного пласта в горизонтальных скважинах из-за ограниченной применимости скважинных источников на пласт только в вертикальном положении. Кроме того, обработка продуктивного пласта виброволновым воздействием в вертикальных скважинах будет характеризоваться низким эффектом даже с применением различных реагентов и газа.The disadvantage of this method is the lack of technological ability to conduct treatment of the productive formation in horizontal wells due to the limited applicability of well sources to the formation only in a vertical position. In addition, the treatment of the reservoir by the microwave exposure in vertical wells will have a low effect even with the use of various reagents and gas.
Известно устройство для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины (патент РФ на полезную модель №131503, кл. G01V 1/00, опубл. 20.08.2013 г.).A device for generating elastic impulses in the hydrosphere of a horizontal well is known (RF patent for utility model No. 131503, class G01V 1/00, publ. 08.20.2013).
Данное устройство предназначено для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины, и состоит из наземного пульта питания, управления и контроля и корпуса скважинного прибора, в котором размещены: источник повышенного напряжения в виде последовательно соединенных трансформаторов, блок выпрямления и блок умножения напряжения, конденсаторный накопитель электрической энергии, разрядник и излучатель, состоящий из высоковольтного и низковольтного электродов, а излучатель снабжен низковольтным электродом, соединенным с вращающимся блоком корпуса, выполненным в виде цилиндра, установленного на подшипниках скольжения с вырезом для контакта со скважинным флюидом, заполненного с противоположной стороны выреза тяжелым металлом, например свинцом, так что при движении в горизонтальной скважине вырез всегда направлен вверх, также корпус скважинного прибора оснащен эластичными пакерами и разрядник выполнен в виде безнакального тиратрона.This device is designed to generate elastic impulses in the hydrosphere of a horizontal well, and consists of a ground-based power supply, control and control unit and a downhole tool housing, which houses: an increased voltage source in the form of series-connected transformers, a rectification unit and a voltage multiplication unit, an electric capacitor storage device energy, a spark gap and a radiator, consisting of high-voltage and low-voltage electrodes, and the radiator is equipped with a low-voltage electrode, with a rotating body block made in the form of a cylinder mounted on sliding bearings with a cutout for contact with the well fluid, filled on the opposite side of the cut with heavy metal, for example, lead, so that when moving in a horizontal well, the cut is always directed upward, also the case of the downhole tool equipped with elastic packers and a spark gap made in the form of a non-flammable thyratron.
Недостатком данного устройства является отсутствие технологии его применения для обработки продуктивного пласта в горизонтальных скважинах при разработке месторождений сверхвязкой нефти с достижением продолжительного технологического эффекта и снижения себестоимости добычи скважинной продукции.The disadvantage of this device is the lack of technology for its use for processing a productive formation in horizontal wells during the development of super-viscous oil fields with the achievement of a long technological effect and reduce the cost of producing well products.
Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент РФ №2531412, кл. Е21В 43/24, опубл. 20.10.2014 г.), принятый за прототип.Данный способ включает бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающей скважины, причем прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения, после чего поочередно используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти.There is a method of developing a reservoir of super-viscous oil (RF patent No. 2531412, class ЕВВ 43/24, published on October 20, 2014), adopted as a prototype. This method involves drilling a pair of horizontal upper injection and lower producing wells, horizontal sections of which are placed in parallel one above the other in a vertical plane, heating the formation by injecting steam into both wells with the formation of a steam chamber, heating the inter-well zone of the formation, reducing the viscosity of super-viscous oil, injecting steam into the upper horizontal injection well and selecting uktsii of the lower horizontal production well, the heated steam injection into the formation both wells to stabilize the magnitude relationship paroneftyanogo then alternately use three modes develop deposits viscous oil.
Первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 48-72 часов, второй режим включает закачку в добывающую скважину пропиленгликоля из расчета 5 м3 на 100 м горизонтального участка добывающей скважины с содержанием основного вещества не менее 98% с выдержкой в пласте в течение 12-24 часов и одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине, третий режим включает добычу высоковязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величины паронефтяного отношения в 1,5 раза.The first mode includes injecting steam into the injection well and holding it in the formation for 48-72 hours, the second mode includes injecting propylene glycol into the production well at the rate of 5 m 3 per 100 m of the horizontal section of the producing well with a core content of at least 98% with exposure in the reservoir for 12-24 hours and the simultaneous circulation of water vapor in the injection well, the third mode involves the production of highly viscous oil from the producing well to increase the steam-oil ratio by 1.5 times.
Недостатком данного способа является малая продолжительность третьего режима добычи сверхвязкой нефти, быстрое обводнение скважинной продукции, высокая себестоимость добычи углеводородов, значительные затраты на использование пропиленгликоля и закачки больших объемов теплоносителя, низкие темпы отбора сверхвязкой нефти из пласта, кроме того чистый пропиленгликоль относится к горючим пожароопасным и взрывоопасным веществам (температура вспышки неразбавленного пропиленгликоля составляет 101-107°С, воспламенения 104°С) и т.д.The disadvantage of this method is the short duration of the third regime for the production of super-viscous oil, the rapid flooding of well products, the high cost of producing hydrocarbons, the significant costs of using propylene glycol and pumping large volumes of coolant, the low rates of the selection of super-viscous oil from the reservoir, in addition, pure propylene glycol is combustible and flammable explosive substances (flash point of undiluted propylene glycol is 101-107 ° C, ignition 104 ° C), etc.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности разработки залежей на месторождениях сверхвязкой нефти, снижение вязкости сверхвязкой нефти, обеспечение достаточного прогрева пласта для создания паровой камеры, снижение энергетических затрат от нагрева и закачки теплоносителя, снижение себестоимости добычи углеводородного сырья из продуктивных пластов эксплуатационных объектов данной категории запасов, увеличение продолжительности режима добычи непосредственно сверхвязкой нефти, улучшение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта, достижение требуемого технологического эффекта от внедренных научно-технических решений, достижение и превышение проектных показателей разработки данных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов.An object of the invention is to increase the efficiency of developing deposits in super-viscous oil fields, reduce the viscosity of super-viscous oil, provide sufficient heating of the formation to create a steam chamber, reduce energy costs from heating and pumping coolant, reduce the cost of production of hydrocarbon raw materials from productive layers of production facilities of this category of reserves, increase in the duration of the production regime of directly super-viscous oil, improvement of filtration capacity significant properties of the reservoir, the achievement of the required technological effect from the introduced scientific and technical solutions, the achievement and excess of design indicators for the development of these fields with hard-to-recover hydrocarbon reserves.
Поставленная техническая задача решается способом разработки месторождений сверхвязкой нефти, включающим бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины для прогрева продуктивного пласта, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающей скважины.The stated technical problem is solved by the method of developing extra-viscous oil fields, including drilling a pair of horizontal upper injection and lower producing wells, the horizontal sections of which are placed parallel to each other in a vertical plane, heating the formation by injecting steam into both wells to warm the producing formation, heating the inter-well zone of the formation, decrease in viscosity of super-viscous oil, steam injection into the upper horizontal injection well and production selection from the lower horizontal second production well.
Новым является то, что по первому варианту после образования паровой камеры поочередно циклически используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти, при этом первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 24-48 часов, второй режим включает обработку продуктивного интервала верхней горизонтальной нагнетательной скважины пласта физическим воздействием - устройством для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины и выдержку на технологическую паузу для перераспределения фильтрационных потоков в течение 18-30 часов, третий режим включает добычу сверхвязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величины паронефтяного отношения в 1,3-1,5 раза, при этом осуществляют периодическую циркуляцию водяного пара в нагнетательной скважине на втором и третьем режимах.What is new is that according to the first option, after the formation of the steam chamber, three modes of developing an extra-viscous oil deposit are cyclically alternately used, the first mode including injecting steam into the injection well and holding it in the formation for 24-48 hours, the second mode includes processing the production interval the upper horizontal injection well of the formation by physical impact - a device for generating elastic impulses in the hydrosphere of a horizontal well and exposure to a technological pause for filtration flow distribution within 18-30 hours, and the third mode includes a high-viscosity oil production from the production well to increase the magnitude relationship paroneftyanogo 1.3-1.5 times while performing periodic circulation of steam in the injection well in the second and third modes.
Новым является и то, что второй режим после выдержки на технологическую паузу для перераспределения фильтрационных потоков в течение 18-30 часов дополнительно включает закачку в горизонтальную часть добывающей скважины этиленгликоля с учетом длины горизонтального участка и выдержкой в пласте 12-18 часов.New is the fact that the second mode after holding for a technological pause to redistribute the filtration flows for 18-30 hours additionally includes injecting ethylene glycol into the horizontal part of the production well, taking into account the length of the horizontal section and holding in the reservoir for 12-18 hours.
Для эффективной разработки месторождений сверхвязкой нефти главным условием является обеспечение максимально возможной подвижности сверхвязкой нефти за счет снижения вязкости углеводородов, достаточного прогрева пласта для создания паровой камеры, улучшения фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта, снижения себестоимости добычи углеводородного сырья, обеспечения максимально возможной продолжительности режима добычи непосредственно сверхвязкой нефти и т.д.For effective development of extra-viscous oil fields, the main condition is to ensure the maximum possible mobility of extra-viscous oil by reducing the viscosity of hydrocarbons, heating the formation sufficiently to create a steam chamber, improving the filtration-capacitive properties of the productive formation, reducing the cost of producing hydrocarbons, and ensuring the maximum possible duration of the production mode directly super-viscous oil, etc.
Применение физического воздействия на месторождениях сверхвязкой нефти направлено, в первую очередь, на увеличение подвижности углеводородов в пласте, а также на улучшение фильтрационно-емкостных свойств пласта. В качестве источника физического воздействия рассматривается устройство, предназначенное для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины. Применение физического воздействия оказывает диспергирующее воздействие на структурообразующие элементы сверхвязкой нефти. Интенсивность, продолжительность обработки и интервалы обработки продуктивного пласта физическим воздействием определяются по исходным геолого-промысловым данным. Выдержка на технологическую паузу в течение 18-30 часов направлена на получение максимального технологического эффекта от мероприятия за счет осуществления перераспределения фильтрационных потоков в пласте и диспергирующего воздействия на структурообразующие элементы сверхвязкой нефти.The use of physical effects in super-viscous oil fields is primarily aimed at increasing the mobility of hydrocarbons in the reservoir, as well as improving the reservoir properties of the reservoir. A device designed to generate elastic impulses in the hydrosphere of a horizontal well is considered as a source of physical impact. The use of physical effects has a dispersing effect on the structure-forming elements of super-viscous oil. The intensity, processing time and processing intervals of the reservoir by physical impact are determined by the initial geological data. Exposure to a technological pause for 18-30 hours is aimed at obtaining the maximum technological effect from the event due to the redistribution of filtration flows in the reservoir and the dispersing effect on the structure-forming elements of super-viscous oil.
Для удаления конденсата и воды из горизонтальной части добывающей скважины предложено использование этиленгликоля. Этиленгликоль обладает очень высокой гигроскопичностью и очень хорошо поглощает воду из воздуха и других газов. Этиленгликоль относится к веществам с относительно низкой токсичностью и не представляет опасности острого отравления при кратковременном вдыхании при комнатной температуре, поскольку его пары обладают малой летучестью. Обладает более высокой температурой самовоспламенения в отличие от пропиленгликоля. Технологическая пауза после закачки этиленгликоля в течение 12-18 часов направлена на получение максимального технологического эффекта от мероприятия за счет поглощения в пласте конденсата и связанной водой данным реагентом.To remove condensate and water from the horizontal part of the producing well, the use of ethylene glycol is proposed. Ethylene glycol has a very high hygroscopicity and absorbs water very well from air and other gases. Ethylene glycol is a substance with relatively low toxicity and does not pose a risk of acute poisoning by short-term inhalation at room temperature, since its vapors have low volatility. It has a higher autoignition temperature in contrast to propylene glycol. A technological pause after injecting ethylene glycol for 12-18 hours is aimed at obtaining the maximum technological effect from the event due to the absorption of condensate in the formation and water bound by this reagent.
Описываемый способ поясняется таблицей, в которой приведены основные результаты экспериментальных реологических исследований свойств сверхвязкой и высоковязкой нефти при физическом воздействии. Как видно из таблицы, применение физического воздействия позволяет снизить эффективную вязкость нефти до 30%, а проявление тиксотропных свойств до 48% в зависимости от обрабатываемой нефти. В результате, применение физического воздействия позволит уменьшить энергозатраты за счет снижения температуры закачиваемого энергоносителя, повысить подвижность сверхвязкой нефти, снизить себестоимость добычи углеводородов, увеличить темпы отбора нефти из продуктивного пласта.The described method is illustrated in the table, which shows the main results of experimental rheological studies of the properties of super-viscous and high-viscosity oil during physical exposure. As can be seen from the table, the use of physical exposure can reduce the effective viscosity of oil to 30%, and the manifestation of thixotropic properties to 48% depending on the processed oil. As a result, the use of physical impact will reduce energy consumption by lowering the temperature of the injected energy carrier, increase the mobility of super-viscous oil, reduce the cost of hydrocarbon production, and increase the rate of oil extraction from the reservoir.
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.The proposed method is as follows.
На залежи сверхвязкой нефти бурят пару горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные интервалы которых размещены параллельно друг над другом в вертикальной плоскости. Далее в обе скважины закачивают пар до создания паровой камеры в продуктивном пласте, разогревают межскважинную зону пласта между горизонтальными участками верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, при этом закачиваемый в пласт водяной пар из-за разности плотностей стремится к верхней части нефтенасыщенного интервала залежи и создает увеличивающуюся в размерах паровую камеру.A pair of horizontal upper injection and lower producing wells are drilled on super-viscous oil deposits, the horizontal intervals of which are placed parallel to each other in a vertical plane. Next, steam is injected into both wells until a steam chamber is created in the reservoir, the inter-well zone of the reservoir is heated between the horizontal sections of the upper injection and lower production wells, while the water vapor injected into the reservoir tends to the upper part of the oil-saturated interval of the reservoir and creates an increasing in size steam chamber.
Закачка теплоносителя на начальном этапе приводит к разогреву пласта и снижению вязкости нефти. Происходит теплообмен на границе раздела паровой камеры и «холодных» нефтенасыщенных толщин, затем пар, конденсируясь, преобразуется в воду и вместе с разогретой нефтью движется к горизонтальному интервалу добывающей скважины. Закачка водяного пара продолжается до момента создания паровой камеры. С момента создания паровой камеры закачку водяного пара в добывающую скважину прекращают и переходят к основным поочередным циклическим режимам разработки месторождения сверхвязкой нефти. Ориентировочно, при этом паронефтяное отношение должно стабилизироваться до значения в интервале 2,0-3,5 м3/т. Под паронефтяным отношением понимают отношение объема закачанного пара затраченного для добычи одной тонны сверхвязкой нефти.The coolant injection at the initial stage leads to the heating of the reservoir and a decrease in oil viscosity. Heat exchange occurs at the interface between the steam chamber and the “cold” oil-saturated thicknesses, then the steam is condensed and converted into water and, together with the heated oil, moves to the horizontal interval of the producing well. Steam injection continues until a steam chamber is created. From the moment of creation of the steam chamber, the injection of water vapor into the production well is stopped and the main cyclic regimes of development of the super-viscous oil field are switched on. Tentatively, the vapor-oil ratio should stabilize to a value in the range of 2.0-3.5 m 3 / t. Under the steam-oil ratio understand the ratio of the volume of injected steam spent to produce one ton of super-viscous oil.
На первом режиме разработки производят закачку пара в количестве 500-1000 тонн только в нагнетательную скважину для дополнительного прогрева горизонтального интервала и поддержания начального состояния паровой камеры. После закачки пара нагнетательную скважину останавливают для перераспределения температуры в пласте на период 24-48 часов. Закачанный при использовании первого режима эксплуатации пар в течение 24-48 часов отдает тепло пласту и, конденсируясь, преобразуется в воду (конденсат), которая вместе с разогретой сверхвязкой нефтью движется к горизонтальному участку добывающей скважины. Основная часть конденсата добывается вместе с сверхвязкой нефтью, но часть его остается в пласте и, накапливаясь с течением времени, приводит к повышенной водонасыщенности пласта, снижает фазовую проницаемость нефти. Также накапливающийся конденсат ухудшает теплопередачу от закачиваемого пара к пласту. Далее переходят на второй режим разработки на месторождениях сверхвязкой нефти.In the first development mode, steam is injected in the amount of 500-1000 tons only into the injection well for additional heating of the horizontal interval and maintaining the initial state of the steam chamber. After steam injection, the injection well is stopped to redistribute the temperature in the reservoir for a period of 24-48 hours. The steam injected during the first operating mode during 24-48 hours gives off heat to the formation and, when condensed, is converted into water (condensate), which, together with the heated super-viscous oil, moves to the horizontal section of the producing well. The main part of the condensate is produced together with super-viscous oil, but part of it remains in the reservoir and, accumulating over time, leads to increased water saturation of the reservoir, reduces the phase permeability of the oil. Also, the accumulating condensate impairs heat transfer from the injected steam to the formation. Then they switch to the second mode of development in super-viscous oil fields.
На втором режиме разработки в нагнетательную скважину спускают источник физического воздействия. Проводят необходимые операции по предотвращению парогазонефтеводопроявления. Поднимают на поверхность насосно-компрессорные трубы. В нагнетательную скважину спускают источник физического воздействия. В зависимости от толщины продуктивного пласта выбирается необходимое количество интервалов для обработки, что позволяет обрабатывать пласты большой толщины (минимум одна обработка физическим воздействием каждые 20-30 метров горизонтального интервала). Далее в каждом интервале воздействуют упругими импульсами в выбранном диапазоне частот при помощи источника упругих резонансных импульсов. Необходимый диапазон частот и количество импульсов воздействия подбирается специально для каждой скважины отдельно на основе лабораторных исследований устьевых проб со скважины. При невозможности проведения лабораторных исследований устьевых проб, диапазон частот и количество импульсов подбирают по аналогии с нефтью, имеющей похожие свойства. После проведения операции по физическому воздействию источник упругих резонансных импульсов поднимают, в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб, а скважину оставляют на выдержку и технологическую паузу для перераспределения фильтрационных потоков в течение 18-30 часов. Периодичность проведения физического воздействия на пласт определяется по времени изменения основных показателей разработки и физических свойств сверхвязкой нефти.In the second development mode, the source of the physical impact is lowered into the injection well. Carry out the necessary operations to prevent gas and oil and gas manifestations. Raise the tubing to the surface. The source of physical impact is lowered into the injection well. Depending on the thickness of the reservoir, the required number of intervals for processing is selected, which allows you to process layers of large thickness (at least one physical treatment every 20-30 meters of the horizontal interval). Then, in each interval, they act with elastic pulses in the selected frequency range using a source of elastic resonant pulses. The required frequency range and the number of impact pulses are selected specifically for each well separately based on laboratory studies of wellhead samples from the well. If it is impossible to conduct laboratory studies of wellhead samples, the frequency range and the number of pulses are selected by analogy with oil having similar properties. After the operation on physical impact, the source of elastic resonant pulses is raised, the tubing string is lowered into the well, and the well is left for exposure and a technological pause to redistribute the filtration flows for 18-30 hours. The frequency of physical stimulation of the formation is determined by the time of the change in the main development indicators and the physical properties of super-viscous oil.
Кроме того, на втором режиме разработки залежи сверхвязкой нефти дополнительно производят закачку этиленгликоля в добывающую скважину с одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине. При реализации способа используют этиленгликоль, производимый по ГОСТ 19710-83, представляющий собой бесцветную прозрачную, отчасти вязкую жидкость с незначительным запахом.In addition, in the second mode of development of a super-viscous oil deposit, ethylene glycol is additionally injected into the production well with the simultaneous circulation of water vapor in the injection well. When implementing the method, ethylene glycol produced in accordance with GOST 19710-83 is used, which is a colorless transparent, partially viscous liquid with a slight odor.
Периодическую циркуляцию водяного пара в нагнетательной скважине осуществляют для предотвращения остывания пласта в течение всего времени использования второго режима разработки залежи сверхвязкой нефти. Закачанный этиленгликоль оставляют в скважине в течение 18-30 часов. В течение этого времени этиленгликоль «вбирает в себя» содержащиеся в пласте конденсат и связанную воду. Этиленгликоль гигроскопичная жидкость, обладающая очень высокой влагоемкостью и поглощает воду в любых соотношениях. Гигроскопичность этиленгликоля объясняется наличием в их составе гидроксильных и эфирных групп, образующих водородные связи с водой. Влагоемкость закачанной оторочки из этиленгликоля растет при увеличении объема и его концентрации, поэтому их используют в концентрированном виде с содержанием основного вещества не менее 99,9%. Объем используемого этиленгликоля составляет из расчета 3-5 м3 на 100 м горизонтального интервала добывающей скважины (на основе результатов экспериментальных работ). Температура кипения этиленгликоля 197,3°С, что позволяет использовать его при разработке залежей сверхвязкой нефти с использование водяного пара. Температура пласта при разработке залежей сверхвязкой нефти после разогрева паром в большинстве случаев не превышает температуру кипения этиленгликоля.Periodic circulation of water vapor in the injection well is carried out to prevent the formation from cooling down during the entire period of use of the second mode of development of a super-viscous oil deposit. The injected ethylene glycol is left in the well for 18-30 hours. During this time, ethylene glycol “absorbs” the condensate and associated water contained in the formation. Ethylene glycol is a hygroscopic liquid with a very high moisture capacity and absorbs water in any ratio. The hygroscopicity of ethylene glycol is explained by the presence in their composition of hydroxyl and ether groups forming hydrogen bonds with water. The moisture content of the injected ethylene glycol rim increases with increasing volume and concentration, so they are used in concentrated form with a basic substance content of at least 99.9%. The volume of ethylene glycol used is 3-5 m 3 per 100 m of the horizontal interval of the producing well (based on the results of experimental work). The boiling point of ethylene glycol is 197.3 ° C, which allows its use in the development of super-viscous oil deposits using water vapor. The temperature of the formation during the development of deposits of super-viscous oil after heating with steam in most cases does not exceed the boiling point of ethylene glycol.
После технологической паузы переходят к третьему режиму разработки залежи сверхвязкой нефти, включающему отбор сверхвязкой нефти из добывающей скважины. При переходе к третьему режиму разработки залежи сверхвязкой нефти через добывающую скважину первоначально извлекается закачанный ранее этиленгликоль, несущий в себе конденсат и связанную воду, которые ранее содержались в пласте. При этом происходит осушение (дегидратация) пласта, обеспечивающее увеличение фазовой проницаемости для нефти. Осушение пласта обеспечивает рост фазовой проницаемости для нефти и, как следствие, увеличение эффективности сбора сверхвязкой нефти.After a technological pause, they transfer to the third mode of development of a super-viscous oil deposit, including the selection of super-viscous oil from a producing well. During the transition to the third mode of development of a super-viscous oil deposit through a production well, previously pumped ethylene glycol is initially extracted, which contains condensate and bound water that were previously contained in the reservoir. In this case, drainage (dehydration) of the formation occurs, which ensures an increase in phase permeability to oil. Drainage of the reservoir provides an increase in phase permeability for oil and, as a result, an increase in the efficiency of the collection of super-viscous oil.
Отбор сверхвязкой нефти из добывающей скважины ведут до тех пор, пока величина паронефтяного отношения не возрастет в 1,3-1,5 раза. После этого переходят к первому режиму разработки залежи сверхвязкой нефти, включающему закачку пара в нагнетательную скважину. Далее три режима разработки сверхвязкой нефти поочередно используют до выработки извлекаемых запасов сверхвязкой нефти.The selection of super-viscous oil from the producing well is carried out until the vapor-oil ratio increases by 1.3-1.5 times. After that, they switch to the first mode of development of a super-viscous oil deposit, which includes steam injection into an injection well. Further, the three modes of development of super-viscous oil are used alternately before the development of recoverable reserves of super-viscous oil.
Отметим, что после создания паровой камеры и стабилизации величины паронефтяного отношения для предотвращения снижения пластовой температуры достаточна периодическая закачка пара. Постоянная закачка теплоносителя в нагнетательную скважину ведет к значительным энергетическим затратам, росту себестоимости добычи углеводородного сырья и росту обводненности скважинной продукции. Объем закачки пара определяется в зависимости от геолого-физических и емкостно-фильтрационных свойств пласта (ориентировочно на одну закачку в диапазоне 500-1000 тонн).Note that after creating a steam chamber and stabilizing the steam-oil ratio, periodic injection of steam is sufficient to prevent a decrease in reservoir temperature. Constant injection of coolant into the injection well leads to significant energy costs, an increase in the cost of production of hydrocarbon raw materials and an increase in water cut in the well products. The volume of steam injection is determined depending on the geological, physical and capacitance-filtration properties of the formation (approximately for one injection in the range of 500-1000 tons).
Данные результаты подтверждаются реологическими экспериментами, проведенными при термобарических условиях, которые показывают уменьшение эффективной вязкости и реологических характеристик сверхвязкой нефти. Исследования проводились в соответствии с ГОСТ 8.563-96 «ГСИ. Методики выполнения измерений» и согласно ГОСТ 33-2000 «Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости», ГОСТ Р 53708-2009 «Нефтепродукты. Определение кинематической и расчет динамической вязкости».These results are confirmed by rheological experiments conducted under thermobaric conditions, which show a decrease in the effective viscosity and rheological characteristics of super-viscous oil. The studies were carried out in accordance with GOST 8.563-96 “GSI. Methods of measurement "and according to GOST 33-2000" Petroleum products. Transparent and opaque liquids ”, GOST R 53708-2009“ Petroleum products. Determination of kinematic and calculation of dynamic viscosity. "
Способ иллюстрируется следующим примером.The method is illustrated by the following example.
В разработку вводится залежь сверхвязкой нефти, глубина залегания продуктивного пласта по вертикали 100-180 м, толщина продуктивного пласта 20-35 м, пластовая температура 8-12°С, ориентировочное пластовое давление 1,0 МПа, нефтенасыщенность 0,70-0,80 д.ед., пористость 25-35%, проницаемость 0,15-0,25 мкм2, с битумом плотность 965-980 кг/м3 и вязкость 20000-22000 мПа⋅с, длина горизонтального участка добывающей скважины составляет 500 м.An extra-viscous oil deposit is introduced into the development, the vertical depth of the reservoir is 100-180 m, the thickness of the reservoir is 20-35 m, reservoir temperature is 8-12 ° C, estimated reservoir pressure is 1.0 MPa, oil saturation is 0.70-0.80 d.ed., porosity 25-35%, permeability 0.15-0.25 μm 2 , with bitumen density 965-980 kg / m 3 and viscosity 20,000-22,000 mPa⋅s, the length of the horizontal section of the producing well is 500 m.
Пробурена пара горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные интервалы которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии не менее 5,0 метров, но не более 7,0 метров. Далее нагнетают теплоноситель (водяной пар) в горизонтальные интервалы добывающей и нагнетательной скважин (температура на устье 200-210°С) до создания паровой камеры в пласте и разогрева межскважинной зоны пласта. Затем, в пласт производят закачку пара с температурой 210°С (на устье) через горизонтальный ствол нагнетательной скважины в количестве 100 т/сутки. После закачки 800 т водяного пара в пласт подачу водяного пара в нагнетательную скважину прекращают. Останавливают нагнетательную скважину на технологическую паузу в течение 24-48 часов, в среднем на 40 часов, для перераспределения тепла от закачанного пара в пласте между горизонтальными интервалами добывающей и нагнетательной скважинами.A pair of horizontal injection and production wells was drilled, the horizontal intervals of which are placed parallel to one another in a vertical plane at a distance of not less than 5.0 meters, but not more than 7.0 meters. Next, the coolant (water vapor) is injected into the horizontal intervals of the producing and injection wells (the temperature at the wellhead is 200-210 ° C) until a steam chamber is created in the formation and the inter-well zone of the formation is heated. Then, steam is injected into the formation with a temperature of 210 ° C (at the mouth) through a horizontal injection well bore in an amount of 100 t / day. After 800 tons of water vapor are injected into the formation, the supply of water vapor to the injection well is stopped. The injection well is stopped for a technological pause for 24-48 hours, on average for 40 hours, to redistribute the heat from the injected steam in the formation between the horizontal intervals of the producing and injection wells.
После технологической паузы спускают в нагнетательную скважину источник физического воздействия с частотой обработки 100 импульсов каждые 25 метров. Далее, останавливают нагнетательную скважину на технологическую паузу в течение 18-30 часов, в среднем на 24 часа, для перераспределения фильтрационных потоков между горизонтальными интервалами добывающей и нагнетательной скважинами.After a technological pause, the source of physical impact is lowered into the injection well with a processing frequency of 100 pulses every 25 meters. Next, the injection well is stopped for a technological pause for 18-30 hours, on average for 24 hours, to redistribute the filtration flows between the horizontal intervals of the producing and injection wells.
Затем, дополнительно на втором режиме разработки залежи сверхвязкой нефти в горизонтальный ствол добывающей скважины закачивают 500 м × 4 м3=20 м3 этиленгликоля с одновременной периодической циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине. Закачанный этиленгликоль оставляют в скважине на 12 часов на технологическую паузу, при этом продолжают периодическую циркуляцию водяного пара в горизонтальном стволе нагнетательной скважины по колонне насосно-компрессорных труб через затрубное пространство нагнетательной скважины.Then, additionally, in the second mode of development of a super-viscous oil deposit, 500 m × 4 m 3 = 20 m 3 of ethylene glycol is pumped into the horizontal well of the producing well with the simultaneous periodic circulation of water vapor in the injection well. The injected ethylene glycol is left in the well for 12 hours for a technological break, while the periodic circulation of water vapor in the horizontal well of the injection well through the tubing string through the annulus of the injection well is continued.
После технологической паузы переходят к третьему режиму разработки залежи сверхвязкой нефти, включающему отбор сверхвязкой нефти из добывающей скважины. Отбор сверхвязкой нефти из добывающей скважины ведут, пока паронефтяное отношение не возрастает в 1,4 раза. При достижении паронефтяного отношения значения 1,4 раза переходят к первому режиму разработки залежи сверхвязкой нефти. Далее три режима разработки залежи сверхвязкой нефти повторяют поочередно. Использование предлагаемого способа позволяет снизить величину накопленного паронефтяного отношения в 1,2-1,3 раза за счет оптимизации прогрева пласта и улучшения проницаемости для сверхвязкой нефти в зоне пласта вблизи добывающей скважины.After a technological pause, they transfer to the third mode of development of a super-viscous oil deposit, including the selection of super-viscous oil from a producing well. The selection of super-viscous oil from the producing well is carried out until the steam-oil ratio increases by 1.4 times. When the steam-oil ratio is reached, the values of 1.4 times go over to the first mode of development of a super-viscous oil deposit. Next, the three modes of development of deposits of super-viscous oil are repeated alternately. Using the proposed method allows to reduce the value of the accumulated steam-oil ratio by 1.2-1.3 times by optimizing the heating of the formation and improving the permeability for super-viscous oil in the formation zone near the producing well.
Таким образом, обработка физическим воздействием продуктивного пласта на месторождениях сверхвязкой нефти после создания паровой камеры позволит снизить вязкость углеводородов, улучшить фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта, увеличить продолжительность режима непосредственной добычи сверхвязкой нефти и т.д.Thus, the physical treatment of the reservoir in super-viscous oil fields after the creation of the steam chamber will reduce the viscosity of hydrocarbons, improve the filtration-capacitive properties of the reservoir, increase the duration of the regime of direct production of super-viscous oil, etc.
В результате, применение данного научно-технического решения позволит снизить себестоимость добычи сверхвязкой нефти за счет снижения затрат на подготовку и закачку теплоносителя, увеличения дебита сверхвязкой нефти, снижения обводненности и т.д.As a result, the application of this scientific and technical solution will reduce the cost of producing extra-viscous oil by reducing the cost of preparing and pumping coolant, increasing the flow rate of extra-viscous oil, reducing water cut, etc.
Технический результат способа разработки месторождений сверхвязкой нефти заключается в повышении эффективности вытеснения сверхвязкой нефти из пласта, снижении доли попутно добываемой воды (конденсированного пара) с увеличением доли сверхвязкой нефти в скважинной продукции из добывающих скважин, интенсификации добычи сверхвязкой нефти, повышении конечного коэффициента извлечения сверхвязкой нефти.The technical result of the method for developing extra-viscous oil fields is to increase the efficiency of displacing extra-viscous oil from the reservoir, reducing the proportion of produced water (condensed steam) by increasing the proportion of super-viscous oil in well products from production wells, intensifying the production of super-viscous oil, and increasing the final coefficient of extra-viscous oil recovery.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017100925A RU2672272C2 (en) | 2017-01-10 | 2017-01-10 | Method for developing super-viscous oil deposits |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017100925A RU2672272C2 (en) | 2017-01-10 | 2017-01-10 | Method for developing super-viscous oil deposits |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017100925A RU2017100925A (en) | 2018-07-10 |
| RU2017100925A3 RU2017100925A3 (en) | 2018-07-10 |
| RU2672272C2 true RU2672272C2 (en) | 2018-11-13 |
Family
ID=62813821
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017100925A RU2672272C2 (en) | 2017-01-10 | 2017-01-10 | Method for developing super-viscous oil deposits |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2672272C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2713682C1 (en) * | 2019-01-10 | 2020-02-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of a deposit of high-viscosity and ultra-viscous oil by thermal methods at a late stage of development |
| RU2784700C1 (en) * | 2022-06-28 | 2022-11-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing paired horizontal wells producing high-viscosity oil |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114427411A (en) * | 2020-09-27 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | High-cycle huff-puff later-stage pulse steam injection method for shallow-thin ultra-heavy oil reservoir |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4662441A (en) * | 1985-12-23 | 1987-05-05 | Texaco Inc. | Horizontal wells at corners of vertical well patterns for improving oil recovery efficiency |
| RU116569U1 (en) * | 2011-12-22 | 2012-05-27 | Общество с ограниченной ответственностью научно-производственный центр "ГеоМИР" (ООО НПЦ "ГеоМИР") | DEVICE FOR GENERATING ELASTIC PULSES IN A WELL HYDROSPHERE |
| 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 |
| RU2483205C1 (en) * | 2011-12-16 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
| RU131503U1 (en) * | 2013-04-09 | 2013-08-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | DEVICE FOR GENERATING ELASTIC PULSES IN A HYDROSPHERE OF A HORIZONTAL WELL |
| RU2531412C1 (en) * | 2013-07-16 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of superviscous oil field development |
| RU2562358C1 (en) * | 2014-07-22 | 2015-09-10 | Александр Владимирович Шипулин | Development method of deposits of high-viscosity oils and bitumens |
-
2017
- 2017-01-10 RU RU2017100925A patent/RU2672272C2/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4662441A (en) * | 1985-12-23 | 1987-05-05 | Texaco Inc. | Horizontal wells at corners of vertical well patterns for improving oil recovery efficiency |
| 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 |
| RU2483205C1 (en) * | 2011-12-16 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
| RU116569U1 (en) * | 2011-12-22 | 2012-05-27 | Общество с ограниченной ответственностью научно-производственный центр "ГеоМИР" (ООО НПЦ "ГеоМИР") | DEVICE FOR GENERATING ELASTIC PULSES IN A WELL HYDROSPHERE |
| RU131503U1 (en) * | 2013-04-09 | 2013-08-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | DEVICE FOR GENERATING ELASTIC PULSES IN A HYDROSPHERE OF A HORIZONTAL WELL |
| RU2531412C1 (en) * | 2013-07-16 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of superviscous oil field development |
| RU2562358C1 (en) * | 2014-07-22 | 2015-09-10 | Александр Владимирович Шипулин | Development method of deposits of high-viscosity oils and bitumens |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2713682C1 (en) * | 2019-01-10 | 2020-02-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of a deposit of high-viscosity and ultra-viscous oil by thermal methods at a late stage of development |
| RU2784700C1 (en) * | 2022-06-28 | 2022-11-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing paired horizontal wells producing high-viscosity oil |
| RU2817489C1 (en) * | 2024-02-16 | 2024-04-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for intensification of high-viscosity oil production |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2017100925A (en) | 2018-07-10 |
| RU2017100925A3 (en) | 2018-07-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| RU2531963C1 (en) | Development of thick oil or bitumen deposits | |
| RU2344280C1 (en) | Method of high-viscosity oils and bitumens pools development by straight-horizontal wells | |
| RU2527051C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| RU2582529C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2728107C2 (en) | Pyrolysis to create pressure in oil formations | |
| RU2418944C1 (en) | Procedure for development of oil-kerogen containing deposits | |
| RU2672272C2 (en) | Method for developing super-viscous oil deposits | |
| Chang et al. | The use of oil-soluble polymers to enhance oil recovery in hard to recover hydrocarbons reserves | |
| Nasr et al. | The use of flue gas with steam in bitumen recovery from oil sands | |
| Wang et al. | Experimental study on gas-assisted cyclic steam stimulation under heavy-oil sandstone reservoir conditions: Effect of N2/CO2 ratio and foaming agent | |
| RU2550635C1 (en) | Development method for high-viscosity oil or bitumen field | |
| US20200400001A1 (en) | Method for treating hydraulically-fractured wells in shales | |
| Al-Obaidi et al. | The efficiency of gas injection into low-permeability multilayer hydrocarbon reservoirs | |
| RU2597040C1 (en) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits | |
| RU2662724C1 (en) | Method for developing an oil pool with a clayey reservoir | |
| RU2663530C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2581071C1 (en) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits | |
| RU2563892C1 (en) | Method of development of hydrocarbon fluid deposit | |
| RU2626500C1 (en) | Method of development of bituminous oil reservoir from horizontal well | |
| Adeosun et al. | Modeling and simulation of reservoir pressure associated with emulsions transport near wellbore for enhanced oil recovery | |
| RU2627795C1 (en) | Bitumnious oil field development method |