RU2686768C1 - Method for development of super-viscous oil and/or bitumen deposit in compacted and clogged reservoirs (versions) - Google Patents
Method for development of super-viscous oil and/or bitumen deposit in compacted and clogged reservoirs (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2686768C1 RU2686768C1 RU2018128275A RU2018128275A RU2686768C1 RU 2686768 C1 RU2686768 C1 RU 2686768C1 RU 2018128275 A RU2018128275 A RU 2018128275A RU 2018128275 A RU2018128275 A RU 2018128275A RU 2686768 C1 RU2686768 C1 RU 2686768C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing
- horizontal
- bdt
- acid composition
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 83
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 19
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 124
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 124
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 83
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 66
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 60
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 51
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 44
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 44
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 36
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 33
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims abstract description 18
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 18
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 claims abstract description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 17
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 13
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 8
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 7
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 35
- QPJSUIGXIBEQAC-UHFFFAOYSA-N n-(2,4-dichloro-5-propan-2-yloxyphenyl)acetamide Chemical compound CC(C)OC1=CC(NC(C)=O)=C(Cl)C=C1Cl QPJSUIGXIBEQAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 6
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 4
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 4
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 2
- 150000004673 fluoride salts Chemical group 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hcl hcl Chemical compound Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 125000001153 fluoro group Chemical group F* 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
-
- 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- 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)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей сверхвязкой нефти (СВН) и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of deposits of ultra-viscous oil (EHE) and / or bitumen in compacted and clay reservoirs.
Известен способ разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми коллекторами, разделенными непроницаемым разделом (авторское свидетельство SU №1629502, МПК Е21В 43/20, опубл. в бюл. №7 от 23.02.1991), включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, добычу пластового флюида через добывающие скважины и создание гидродинамической связи между разнопроницаемыми коллекторами. Гидродинамическую связь между разнопроницаемыми коллекторами создают вблизи добывающих скважин путем разрушения непроницаемого раздела соляной кислотой. Закачку вытесняющего агента осуществляют в низкопроницаемый коллектор, а отбор пластового флюида осуществляют из высокопроницаемого коллектора. Причем гидродинамическая связь устанавливается в радиусе R, определяемом по формуле:There is a method of developing an oil field with differently permeable reservoirs separated by an impenetrable section (certificate of authorship SU № 1629502, IPC Е21В 43/20, published in bul. № 7 from 23.02.1991), including the injection of a displacing agent through injection wells, the extraction of formation fluid through production wells and the creation of a hydrodynamic connection between differently permeable reservoirs. The hydrodynamic connection between differently permeable reservoirs is created near the producing wells by breaking the impermeable section with hydrochloric acid. The injection of the displacing agent is carried out in a low-permeable collector, and the selection of formation fluid is carried out from a highly permeable collector. Moreover, the hydrodynamic connection is established in the radius R, defined by the formula:
R=0,18⋅Rскв⋅(1-К1/К2),R = 0,18⋅R borehole ⋅ (1-K 1 / K 2),
где Rскв - расстояние между скважинами, м;where R SLE - the distance between the wells, m;
K1 и К2 - проницаемость низкопроницаемого и высокопроницаемого пластов, мкм2.K 1 and K 2 - permeability of low-permeable and high-permeable formations, mkm 2 .
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, недостаточная эффективность из-за малой зоны связи между разнопроницаемыми коллекторами, что ведет к незначительному охвату обрабатываемого пласта из-за малой вертикальной составляющей потока жидкости;- firstly, the lack of efficiency due to the small area of communication between differently permeable reservoirs, which leads to an insignificant coverage of the treated reservoir due to the small vertical component of the fluid flow;
- во-вторых, низкий коэффициент нефтеизвлечения залежи нефти.- secondly, low oil recovery coefficient of oil.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2379494, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №2 от 20.01.2010), включающий использование пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости обрабатываемого пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев обрабатываемого пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по колонне НКТ и контроль технологических параметров пласта. Окончания колонн НКТ располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин. Прогрев обрабатываемого пласта начинают с закачки пара в обе скважины. Разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части обрабатываемого пласта с увеличением размеров паровой камеры. В процессе отбора продукции, периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды. Анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.The closest in technical essence and the achieved result is the method of development of deposits of high-viscosity oil (patent RU №2379494, IPC Е21В 43/24, published in Bull. № 2 dated January 20, 2010), including the use of a pair of horizontal injection and production wells, horizontal sections which are placed parallel one above the other in the vertical plane of the treated formation, equipped with tubing string (tubing), allowing simultaneous injection of coolant and product selection, coolant injection, heating of the formation atyvaemogo formation with the creation of the steam chamber, selection of the production well via the production tubing for processing and control parameters of the formation. The ends of the tubing strings are placed at opposite ends of the conventionally horizontal section of wells. Warming up the treated formation begins with the injection of steam into both wells. The interborehole zone of the formation is heated, the viscosity of high-viscosity oil is reduced, and the steam chamber is created by injecting coolant that spreads to the upper part of the treated formation with an increase in the size of the steam chamber. In the process of product selection, periodically, 2-3 times a week, determine the mineralization of the water that is simultaneously collected. Analyze the effect of changes in salinity of the abstracted water on the uniform heating of the steam chamber and, taking into account the changes in salinity of the abstracted water, uniform heating of the steam chamber is performed by adjusting the heat carrier injection mode or selecting the well production to achieve a stable salinity value of the abstracted water.
Недостатки данного способа:The disadvantages of this method:
- во-первых, способ недостаточно эффективен при разработке залежи СВН и/или битума в уплотненных и заглинизированных интервалах обрабатываемого пласта из-за отсутствия термогидродинамической связи между горизонтальными нагнетательной и добывающей скважинами, а также невозможности создания паровой камеры;- firstly, the method is not sufficiently effective in the development of deposits of ESS and / or bitumen in compacted and clay areas of the treated formation due to the lack of thermo-hydrodynamic connection between the horizontal injection and production wells, and the inability to create a steam chamber;
- во-вторых, выполнение способа без учета приемистости горизонтальной нагнетательной скважины и коэффициента глинистости и карбонатности в породе обрабатываемого пласта увеличивает расход теплоносителя, сроки и трудоемкость предварительного прогрева обрабатываемого пласта;- secondly, the implementation of the method without taking into account the injectivity of the horizontal injection well and the coefficient of clay content and carbonate in the rock of the treated formation increases the flow rate of the heat carrier, the timing and complexity of preheating the treated formation;
- в-третьих, при разработке залежи СВН и/или битума в уплотненных и заглинизированных интервалах известным способом увеличивается продолжительность и трудоемкость его реализации.- thirdly, in the development of deposits of EHV and / or bitumen in compacted and clayed intervals in a known manner increases the duration and complexity of its implementation.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности добычи СВН и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах за счет увеличения охвата обрабатываемого пласта и выравнивания проницаемости по профилю, сокращение продолжительности технологического процесса осуществления способа за счет создания термогидродинамической связи между горизонтальными нагнетательной и добывающей скважинами для движения флюидов и сокращения сроков и трудоемкости предварительного прогрева обрабатываемого пласта, увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи СВН.The technical objectives of the invention are to increase the efficiency of production of high-temperature explosives and / or bitumen in compacted and clay-filled reservoirs by increasing the coverage of the treated reservoir and leveling the permeability along the profile, reducing the duration of the technological process of implementing the method by creating a thermo-hydrodynamic connection between horizontal injection and production wells for the movement of fluids and reduce the time and complexity of preheating the treated formation, an increase to oil recovery coefficient deposits IOS.
Технические задачи решаются способом разработки залежи сверхвязкой нефти и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах, включающим использование пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости обрабатываемого пласта, спуск колонн насосно-компрессорных труб – НКТ или безмуфтовых длинномерных труб - БДТ колтюбинговой комбинированной установки, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев обрабатываемого пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по колонне НКТ или БДТ и контроль технологических параметров пласта.Technical tasks are solved by a method of developing deposits of super-viscous oil and / or bitumen in compacted and clayed reservoirs, including the use of a pair of horizontal injection and production wells, the horizontal sections of which are placed parallel one above the other in the vertical plane of the treated reservoir, tubing or tubing sleeveless long pipes - BDT of a coiled tubing combined installation, which allows simultaneously carrying out heat carrier injection and product selection, pumping coolant, heating the treated formation with the creation of a steam chamber, the selection of products through the production well in the tubing string or BDT and monitoring the technological parameters of the formation.
По первому варианту в способе новым является то, что перед спуском колонны НКТ или БДТ определяют приемистость горизонтальной нагнетательной скважины и коэффициенты глинистости и карбонатности в породе обрабатываемого пласта, выделяют интервал с приемистостью от 0,1 до 10 м3/сут на 100 м длины горизонтального ствола нагнетательной скважины и коэффициентом глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед., определяют длину и объем выделенного интервала, при длине интервала, равной длине горизонтальной части нагнетательной скважины спускают колонну технологических НКТ или безмуфтовых длинномерных труб - БДТ колтюбинговой комбинированной установки выше 3-5 м от забоя горизонтальной нагнетательной скважины, через колонну технологических НКТ или БДТ закачивают кислотный состав в горизонтальную нагнетательную скважину, причем при значении коэффициента глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. и коэффициента карбонатности от 0 до 0,049 доли ед. в качестве кислотного состава закачивают смесь, включающую, мас. доли: 24%-ную ингибированную соляную кислоту - 0,33-0,50, 70%-ную фтористоводородную кислоту - 0,04-0,07 и воду - остальное, при значении коэффициента глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. и коэффициента карбонатности от 0,05 до 0,95 доли ед. в качестве кислотного состава закачивают смесь, включающую, мас. доли: 24%-ную ингибированную соляную кислоту - 0,33-0,50 и воду - остальное, объем кислотного состава определяют в зависимости от объема выделенного интервала, продавливают кислотный состав 5%-ным по массе водным раствором хлорида калия в объеме колонны технологических НКТ или БДТ, поднимают колонну технологических НКТ или БДТ в вертикальную часть скважины, закрывают горизонтальную нагнетательную скважину на реагирование до 4-5 ч, спускают колонну технологических НКТ или БДТ выше 3-5 м от забоя и промывают горизонтальную нагнетательную скважину аэрированной жидкостью в объеме не менее закачанного кислотного состава до нейтрального значения водородного показателя рН выносимой жидкости, далее производят закачку теплоносителя и отбор продукции.In the first embodiment, the method is that before descending the tubing string or BDT, the injectivity of the horizontal injection well and the clay and carbonate coefficients in the formation formation are determined, an interval with injectivity from 0.1 to 10 m 3 / day per 100 m of horizontal length is distinguished the barrel of the injection well and the clay ratio from 0.05 to 0.95 fractions of units, determine the length and volume of the selected interval, with the length of the interval equal to the length of the horizontal part of the injection well tubing or ductless long pipes - BDT of a coiled tubing combination unit above 3-5 m from the bottom of a horizontal injection well; an acid composition is injected into a horizontal injection well through a string of process tubing or BDT, and at a clay ingress ratio from 0.05 to 0.95 units and the carbonate coefficient from 0 to 0.049 share units. as the acid composition of the injected mixture, including, wt. shares: 24% inhibited hydrochloric acid - 0.33-0.50, 70% hydrofluoric acid - 0.04-0.07 and water - the rest, with a clay content ratio from 0.05 to 0.95 units and the carbonate coefficient of from 0.05 to 0.95 share units as the acid composition of the injected mixture, including, wt. share: 24% inhibited hydrochloric acid - 0.33-0.50 and water - the rest, the volume of the acid composition is determined depending on the volume of the selected interval, the acid composition is pushed with a 5% by weight aqueous solution of potassium chloride in the volume of the process column NKT or BDT, raise the string of technological NKT or BDT in the vertical part of the well, close the horizontal injection well to respond to 4-5 hours, lower the string of technological NKT or BDT above 3-5 m from the bottom and wash the horizontal injection well erirovannoy liquid in a volume not less than the injected acid composition to neutral pH values staked fluids produce more download coolant and product selection.
По второму варианту в способе новым является то, что перед спуском колонны НКТ или БДТ определяют приемистость горизонтальной нагнетательной скважины и коэффициенты глинистости и карбонатности в породе обрабатываемого пласта, выделяют как минимум один интервал с приемистостью от 0,1 до 10 м3/сут на 100 м длины горизонтального ствола нагнетательной скважины и коэффициентом глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед., определяют длину и объем выделенного интервала, при длине интервала меньше длины горизонтальной части нагнетательной скважины спускают колонну технологических НКТ или безмуфтовых длинномерных труб - БДТ колтюбинговой комбинированной установки и устанавливают в середину выделенного интервала обрабатываемого пласта, через колонну технологических НКТ или БДТ закачивают кислотный состав в выделенный интервал, причем при значении коэффициента глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. и коэффициента карбонатности от 0 до 0,049 доли ед. в качестве кислотного состава закачивают смесь, включающую, мас. доли: 24%-ную ингибированную соляную кислоту - 0,33-0,50, 70%-ную фтористоводородную кислоту - 0,04-0,07 и воду - остальное, при значении коэффициента глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. и коэффициента карбонатности от 0,05 до 0,95 доли ед. в качестве кислотного состава закачивают смесь, включающую, мас. доли: 24%-ную ингибированную соляную кислоту - 0,33-0,50 и воду - остальное, продавливают кислотный состав 5%-ным по массе раствором хлорида калия в объеме колонны технологических НКТ или БДТ, далее перемещают колонну технологических НКТ или БДТ до середины следующего выделенного интервала и повторяют операции начиная от закачки кислотного состава через колонну технологических НКТ или БДТ до продавки кислотного состава 5%-ным по массе раствором хлорида калия в объеме колонны технологических НКТ или БДТ, при этом закачку начинают с ближайшего к забою выделенного интервала, после закачивания кислотного состава в последний выделенный интервал обрабатываемого пласта продавливают кислотный состав 5%-ным по массе раствором хлорида калия в объеме колонны технологических НКТ или БДТ, поднимают колонну технологических НКТ или БДТ в вертикальную часть скважины или на расстояние не менее 300 м от интервала обработки, закрывают горизонтальную нагнетательную скважину на реагирование до 4-5 ч, спускают колонну технологических НКТ или БДТ выше 3-5 м от забоя и промывают горизонтальную нагнетательную скважину аэрированной жидкостью в объеме не менее закачанного кислотного состава до нейтрального значения водородного показателя рН выносимой жидкости, далее производят закачку теплоносителя и отбор продукции.According to the second variant in the method, the injectivity of the horizontal injection well and the clay and carbonate coefficients in the formation rock are determined before the descent of the tubing string or BDT, at least one interval with a capacity from 0.1 to 10 m 3 / day per 100 m the length of the horizontal well of the injection well and the clay ratio from 0.05 to 0.95 fractions of units, determine the length and volume of the selected interval, with the length of the interval less than the length of the horizontal part of the injection well lower a column of process tubing or ductless long pipes - BDT of a coiled tubing combined installation and installed in the middle of a selected interval of the treated formation; through the column of technological tubing or BDT, the acid composition is pumped into the selected interval, moreover, at a clayiness ratio from 0.05 to 0.95 fractions of units. and the carbonate coefficient from 0 to 0.049 share units. as the acid composition of the injected mixture, including, wt. shares: 24% inhibited hydrochloric acid - 0.33-0.50, 70% hydrofluoric acid - 0.04-0.07 and water - the rest, with a clay content ratio from 0.05 to 0.95 units and the carbonate coefficient of from 0.05 to 0.95 share units as the acid composition of the injected mixture, including, wt. shares: 24% inhibited hydrochloric acid - 0.33-0.50 and water - the rest; acidic composition is pushed by a 5% by weight solution of potassium chloride in the volume of the process tubing tubing or BDT, then the process tubing tubing or BDT is moved to the middle of the next selected interval and repeat the operation starting from pumping the acid composition through the process tubing tubing string or BDT to pushing the acid composition with a 5% w / w solution of potassium chloride in the bulk of the process tubing core fluid or BDT, while pumping starts from the closest to At the selected interval, after pumping the acid composition into the last selected interval of the treated reservoir, the acid composition is pushed by a 5% by weight solution of potassium chloride in the volume of the process tubing string or BDT, lifting the process tubing string or BDT into the vertical part of the well or at least 300 m from the processing interval, close the horizontal injection well to respond to 4-5 hours, lower the string of process tubing or BDT above 3-5 meters from the bottom, and flush the horizontal pressure A well bore with an aerated liquid in a volume of at least injected acid composition to a neutral pH value of the outgoing liquid pH, then the heat carrier is pumped in and the product is selected.
На фигуре 1 схематично изображен способ разработки залежи СВН и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах по первому варианту.The figure 1 schematically depicts the method of development of deposits of EHV and / or bitumen in compacted and clay reservoirs in the first embodiment.
На фигуре 2 схематично изображен температурный профиль скважины, реализованный по первому варианту способа.The figure 2 schematically depicts the temperature profile of the well, implemented in the first embodiment of the method.
На фигуре 3 схематично изображен способ разработки залежи СВН и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах по второму варианту.The figure 3 schematically depicts a method of developing deposits of EHE and / or bitumen in compacted and clay reservoirs according to the second option.
На фигуре 4 схематично изображен температурный профиль скважины, реализованный по второму варианту способа.The figure 4 schematically depicts the temperature profile of the well, implemented according to the second variant of the method.
Сущность способа заключается в следующем.The essence of the method is as follows.
Сложность разработки залежи СВН связана с высокой вязкостью нефти и/или битума в пластовых условиях. Основными из способов добычи СВН являются тепловые методы воздействия. Одним из наиболее эффективных из них является метод парогравитационного дренирования, который включает строительство пары параллельных горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, нагнетание пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и дренирование разогретой нефти и конденсата к нижней горизонтальной добывающей скважине.The complexity of the development of deposits of VSS is associated with high viscosity of oil and / or bitumen in reservoir conditions. The main methods of extracting EFV are thermal methods of exposure. One of the most effective of these is the steam and gravity drainage method, which includes building a pair of parallel horizontal injection and production wells, injecting steam into the upper horizontal injection well, and draining the heated oil and condensate to the lower horizontal production well.
Основное условие осуществления способа парогравитационного дренирования - наличие термогидродинамической связи между горизонтальными нагнетательной и добывающей скважинами для движения теплоносителя и флюидов, которую невозможно установить в уплотненных и заглинизированных коллекторах.The main condition for the implementation of the method of steam and gravity drainage is the presence of a thermo-hydrodynamic connection between horizontal injection and production wells for the movement of coolant and fluids, which cannot be installed in compacted and clay-covered collectors.
По первому варианту способа.In the first embodiment of the method.
На залежи СВН и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах с парой горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости обрабатываемого пласта, производят комплекс геофизических исследований обрабатываемого пласта и определяют приемистость скважины, коэффициенты глинистости и карбонатности пород.On the deposits of EHE and / or bitumen in compacted and clayed reservoirs with a pair of horizontal injection and production wells, the horizontal sections of which are located parallel one above the other in the vertical plane of the reservoir, produce a complex of geophysical studies of the reservoir and determine the injectivity of the well, the clay and carbonate coefficients of rocks .
Выделяют интервал с приемистостью от 0,1 до 10 м3/сут на 100 м длины горизонтального ствола нагнетательной скважины и коэффициентом глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. Такой интервал является наиболее уплотненным и заглинизированным, состоящим из непроницаемых глин и/или карбонатов, которые препятствуют потоку жидкости между горизонтальными нагнетательной и добывающей скважинами. При значении приемистости 0,1 до 10 м3/сут на 100 м горизонтального ствола нагнетательной скважины многократно увеличивается время создания термогидродинамической связи между скважинами и формирования паровой камеры, что приводит к увеличению продолжительности и трудоемкости реализации способа добычи СВН с прогревом обрабатываемого пласта и созданием паровой камеры.An interval with injectivity from 0.1 to 10 m 3 / day per 100 m of the length of a horizontal well of an injection well and a clay ratio from 0.05 to 0.95 fractions of a unit are distinguished. This interval is the most compacted and clayed, consisting of impermeable clays and / or carbonates, which impede the flow of fluid between the horizontal injection and production wells. When the injectivity value is 0.1 to 10 m 3 / day, the creation time of a thermo-hydrodynamic connection between wells and the formation of a steam chamber increases repeatedly, and this leads to an increase in the duration and complexity of implementing the production of high-pressure oil with heating the treated formation and creating steam cameras.
Определяют длину и объем выделенного интервала.Determine the length and volume of the selected interval.
Объем выделенного интервала обрабатываемого пласта VП, м3, определяют по формуле (1):The volume of the selected interval processed layer V P , m 3 , determined by the formula (1):
где L - длина выделенного интервала обрабатываемого пласта, м;where L is the length of the selected interval of the treated reservoir, m;
m - коэффициент пористости, доли ед.;m is the coefficient of porosity, the share of units;
D - диаметр скважины по долоту, м;D is the diameter of the well by bit, m;
h - расстояние между горизонтальными осями горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, м (среднее значение расстояния принято 5 м).h is the distance between the horizontal axes of the horizontal injection and production wells, m (the average value of the distance is 5 m).
При длине выделенного интервала, равной длине горизонтальной части нагнетательной скважины, спускают колонну технологических НКТ или БДТ выше 3-5 м от забоя горизонтальной нагнетательной скважины (фиг. 1).When the length of the selected interval is equal to the length of the horizontal part of the injection well, the process tubing or BDT string is lowered above 3-5 m from the bottom of the horizontal injection well (Fig. 1).
Производят герметизацию устьев горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин с установкой трубной и затрубной задвижек. Устанавливают манометры на устье горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин для контроля за давлением.Make the sealing of the mouths of the horizontal injection and production wells with the installation of pipe and annular valves. Manometers are installed at the mouth of horizontal injection and production wells to monitor pressure.
Закачивают в горизонтальную нагнетательную скважину кислотный состав. Проводят обработку кислотным составом выделенного интервала для установления связи между горизонтальными нагнетательной и соответствующей ей добывающей скважиной (фиг. 1).An acid composition is pumped into a horizontal injection well. The treatment with acidic composition of the selected interval is carried out to establish the connection between the horizontal injection and the corresponding production well (Fig. 1).
Причем при значении коэффициента глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. и коэффициента карбонатности от 0 до 0,049 доли ед. в качестве кислотного состава закачивают смесь, включающую, мас. доли: 24%-ную ингибированную соляную кислоту (НСl) - 0,33-0,50, 70%-ную фтористоводородную кислоту (HF) - 0,04-0,07 и воду - остальное (табл. 1).Moreover, when the value of the clay ratio from 0.05 to 0.95 share units and the carbonate coefficient from 0 to 0.049 share units. as the acid composition of the injected mixture, including, wt. shares: 24% inhibited hydrochloric acid (HCl) - 0.33-0.50, 70% hydrofluoric acid (HF) - 0.04-0.07 and water - the rest (Table 1).
Для приготовления кислотного состава используют следующие реагенты: НСl, выпускаемую по ТУ 2122-131-05807960-97, HF, выпускаемую по ГОСТ 2567-89. Готовый кислотный состав привозят на скважину с химической базы.For the preparation of the acid composition using the following reagents: HCl, manufactured according to TU 2122-131-05807960-97, HF, manufactured according to GOST 2567-89. The finished acid composition is brought to the well from a chemical base.
При использовании в предлагаемом способе 24%-ной НСl меньше 0,33 мас. доли происходит выпадение вторичных фтористых солей из-за снижения кислотности среды в обрабатываемом пласте. При использовании в предлагаемом способе 24%-ной НСl больше 0,50 мас. доли образуются каверны больших размеров в породе обрабатываемого пласта, также большие концентрации НСl приводят к увеличению скорости коррозии оборудования и труб.When used in the proposed method, 24% HCl is less than 0.33 wt. share occurs loss of secondary fluoride salts due to a decrease in the acidity of the medium in the treated reservoir. When used in the proposed method, 24% HCl is greater than 0.50 wt. shares form large-sized caverns in the rock of the formation being treated, also large concentrations of HCl lead to an increase in the corrosion rate of equipment and pipes.
При использовании в предлагаемом способе 70%-ной HF меньше 0,04 мас. доли недостаточно реагента на растворение породы. При использовании в предлагаемом способе 70%-ной HF больше 0,07 мас. доли происходит выпадение вторичных фтористых солей.When used in the proposed method, 70% HF is less than 0.04 wt. share insufficient reagent to dissolve the rock. When used in the proposed method, 70% HF is more than 0.07 wt. share occurs loss of secondary fluoride salts.
Объем кислотного состава определяют в зависимости от объема выделенного интервала обрабатываемого пласта.The volume of the acid composition is determined depending on the volume of the selected interval of the treated formation.
Объем кислотного состава для растворения породы с коэффициентом глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. и коэффициентом карбонатности от 0 до 0,049 доли ед. определяют по формуле (2):The volume of the acid composition for the dissolution of the rock with a clay ratio from 0.05 to 0.95 share units. and the carbonate coefficient from 0 to 0.049 fractions units. determined by the formula (2):
где VП - объем выделенного интервала обрабатываемого пласта, м3;where V P - the volume of the selected interval of the treated layer, m 3 ;
КГ - коэффициент глинистости, доли ед.;K G - the coefficient of clay content, the share of units;
K1=2,5 (по результатам математической оценки для растворения 1 м3 глины необходимо 2,5 м3 кислотного состава).K 1 = 2.5 (according to the results of the mathematical evaluation, 2.5 m 3 of acid composition is needed to dissolve 1 m 3 of clay).
При значении коэффициента глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. и коэффициента карбонатности от 0,05 до 0,95 доли ед. в качестве кислотного состава закачивают смесь, включающую, мас. доли: 24% -ную НСl - 0,33-0,50 и воду - остальное (табл. 2).When the value of the coefficient of clay content from 0.05 to 0.95 share units and the carbonate coefficient of from 0.05 to 0.95 share units as the acid composition of the injected mixture, including, wt. shares: 24% HCl - 0.33-0.50 and water - the rest (Table 2).
При коэффициенте карбонатности от 0,05 до 0,95 доли ед. HF исключают из кислотного состава, чтобы предотвратить выпадение вторичных фтористых солей с карбонатами и кольматацию при обработке кислотным составом выделенного интервала пласта.When the carbonate ratio from 0.05 to 0.95 share units HF is excluded from the acidic composition in order to prevent the precipitation of secondary fluorine salts with carbonates and mudding during treatment with the acidic composition of the selected formation interval.
При использовании в предлагаемом способе 24%-ной НСl меньше 0,33 мас. доли недостаточно реагента на растворение породы. При использовании в предлагаемом способе 24%-ной НСl больше 0,50 мас. доли образуются каверны больших размеров в породе обрабатываемого пласта.When used in the proposed method, 24% HCl is less than 0.33 wt. share insufficient reagent to dissolve the rock. When used in the proposed method, 24% HCl is greater than 0.50 wt. shares are formed caverns of large sizes in the rock of the treated seam.
Объем кислотного состава для растворения породы с коэффициентом глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. и коэффициентом карбонатности от 0,05 до 0,95 доли ед. определяют по формуле (3):The volume of the acid composition for the dissolution of the rock with a clay ratio from 0.05 to 0.95 share units. and the carbonate coefficient from 0.05 to 0.95 share units. determined by the formula (3):
где VП - объем выделенного интервала обрабатываемого пласта, м3,where V P - the volume of the selected interval of the treated layer, m 3 ,
КГ - коэффициент глинистости, доли ед.;K G - the coefficient of clay content, the share of units;
КК - коэффициент карбонатности, доли ед.;K K - carbonate coefficient, the proportion of units;
K1=7 (по результатам математической оценки для растворения 1 м3 породы, состоящей из глины (каолина), и коэффициента карбонатности от 0,05 до 0,95 доли ед. необходимо 7 м3 кислотного состава).K 1 = 7 (according to the results of the mathematical evaluation for dissolving 1 m 3 of rock consisting of clay (kaolin) and carbonate content from 0.05 to 0.95 fractions of units, 7 m 3 of acid composition is necessary).
Продавливают кислотный состав 5%-ным по массе водным раствором хлорида калия в объеме колонны технологических НКТ или БДТ, не превышая допустимого давления, установленного геологической службой. В случае повышения давления до допустимого закачку производят в режиме падения давления. Для продавливания используют 5%-ный по массе водный раствор хлорида калия для предотвращения набухания глины.Accelerate the acid composition with a 5% by mass aqueous solution of potassium chloride in the volume of the process tubing or BDT column, not exceeding the allowable pressure established by the geological service. In the case of increasing the pressure to the permissible injection is performed in the mode of pressure drop. For punching using a 5% by weight aqueous solution of potassium chloride to prevent clay swelling.
Для приготовления 5%-ного по массе водного раствора хлорида калия применяют соль, выпускаемую по ГОСТ 4568-95, растворяют в пресной воде и привозят на скважину с химической базы.To prepare a 5% by weight aqueous solution of potassium chloride, salt is used, produced according to GOST 4568-95, dissolved in fresh water and brought to the well from a chemical base.
Поднимают колонну технологических НКТ или БДТ в условно вертикальную часть горизонтальной нагнетательной скважины (далее по тексту вертикальная часть скважины) во избежание прихвата колонны технологических НКТ или БДТ или негативного воздействия кислотного состава на материал колонны технологических НКТ или БДТ.Raise the process tubing string or BDT into the conditionally vertical part of the horizontal injection well (hereinafter referred to as the vertical part of the well) to avoid sticking of the process tubing string or BDT or the negative effect of the acid composition on the material of the process tubing string or BDT.
Закрывают и оставляют горизонтальную нагнетательную скважину на реагирование в течение 4-5 ч, при этом проводят мониторинг давления на устье скважины. Падение давления в горизонтальной нагнетательной скважине свидетельствует о протекании реакции между глинистой (карбонатной) составляющей обрабатываемого пласта выделенного обрабатываемого интервала и кислотным составом и установлении термогидродинамической связи между скважинами.Close and leave the horizontal injection well to respond within 4-5 hours, while monitoring the pressure at the wellhead. The pressure drop in the horizontal injection well indicates the occurrence of the reaction between the clay (carbonate) component of the treated reservoir of the selected processing interval and the acid composition and the establishment of thermo-hydrodynamic connection between the wells.
После чего спускают колонну технологических НКТ или БДТ выше 3-5 м от забоя и проводят промывку горизонтальной нагнетательной скважины через колонну технологических НКТ или БДТ аэрированной жидкостью в объеме не менее закачанного кислотного состава до нейтрального значения водородного показателя рН выносимой жидкости (рН от 6,5-7,5) через затрубное пространство.After that, a string of process tubing or BDT above 3-5 m from the bottom is lowered and a horizontal injection well is flushed through the process tubing of the tubing or BDT with aerated liquid in a volume of at least injected acid composition to a neutral pH value of the discharged liquid (pH from 6.5 -7.5) through the annulus.
Поднимают колонну технологических НКТ или БДТ на устье горизонтальной нагнетательной скважины.Raise the column of technological tubing or BDT at the mouth of a horizontal injection well.
Дальнейшие работы ведут согласно утвержденному плану работ, представленному геологической службой. Спускают колонну НКТ для закачки теплоносителя в горизонтальную нагнетательную скважину и отбора продукции из горизонтальной добывающей скважины, закачивают теплоноситель - пар, производят прогрев обрабатываемого пласта с созданием паровой камеры для добычи СВН, производят отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину по колонне НКТ и контроль технологических параметров пласта, таких как температура, минерализация, обводненность, дебит жидкости продукции скважины.Further work is carried out according to the approved work plan submitted by the geological service. The tubing string is lowered to inject the coolant into the horizontal injection well and select products from the horizontal production well, steam is pumped into the coolant; , such as temperature, salinity, water content, flow rate of well production.
По второму варианту способа.According to the second variant of the method.
На залежи СВН и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах с парой горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости обрабатываемого пласта, производят комплекс геофизических исследований обрабатываемого пласта. Определяют приемистость скважины, коэффициенты глинистости и карбонатности пород.On the deposits of EHI and / or bitumen in compacted and clay-covered reservoirs with a pair of horizontal injection and production wells, the horizontal sections of which are located parallel one above the other in the vertical plane of the reservoir, produce a complex of geophysical studies of the reservoir. The injectivity of the well, the clay and carbonate coefficients of the rocks are determined.
Выделяют как минимум один интервал с приемистостью от 0,1 до 10 м3/сут на 100 м длины горизонтального ствола нагнетательной скважины и коэффициентом глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед., например, 11, 1n (фиг. 3). Такие интервалы обрабатываемого пласта состоят из непроницаемых глин и/или карбонатов, которые препятствуют потоку жидкости между скважинами. При приемистости от 0,1 до 10 м3/сут на 100 м длины интервала горизонтального ствола скважины многократно увеличивается время создания термогидродинамической связи и формирования паровой камеры, что приводит к увеличению продолжительности и трудоемкости реализации способа добычи СВН с прогревом обрабатываемого пласта с созданием паровой камеры.At least one interval is distinguished with an injectivity of from 0.1 to 10 m 3 / day per 100 m of the length of a horizontal well of an injection well and a clay ratio from 0.05 to 0.95 fractions of units, for example, 1 1 , 1 n (FIG. 3). Such intervals of the treated reservoir consist of impermeable clays and / or carbonates that impede the flow of fluid between the wells. At pickup from 0.1 to 10 m 3 / day, the creation time of thermohydrodynamic connection and steam chamber formation increases many times over 100 m length of the horizontal wellbore interval, which leads to an increase in the duration and laboriousness of the implementation of the production of high-pressure mining with heating of the processed formation with the steam chamber .
Определяют длину и объем выделенного интервала по формуле 1.Determine the length and volume of the selected interval according to the
При длине интервала меньше длины горизонтальной части нагнетательной скважины спускают в горизонтальную нагнетательную скважину колонну технологических НКТ или БДТ колтюбинговой комбинированной установки до середины ближайшего от забоя интервала 11 (фиг. 3).When the length of the interval is less than the length of the horizontal part of the injection well, a column of process tubing or BDT of a coiled tubing combined installation is lowered into a horizontal injection well to the middle of the
Производят герметизацию устьев горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин с установкой трубной и затрубной задвижек. Устанавливают манометры на устье горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин для контроля за давлением.Make the sealing of the mouths of the horizontal injection and production wells with the installation of pipe and annular valves. Manometers are installed at the mouth of horizontal injection and production wells to monitor pressure.
Закачивают в горизонтальную нагнетательную скважину кислотный состав объемом, рассчитанным для выделенного интервала 11 по формулам 2 или 3 в зависимости от коэффициента глинистости. Причем при значении коэффициента глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. и коэффициента карбонатности от 0 до 0,049 доли ед. в качестве кислотного состава закачивают смесь, включающую, мас. доли: 24%-ную ингибированную соляную кислоту (НСl) - 0,33-0,50, 70%-ную фтористоводородную кислоту (HF) - 0,04-0,07 и воду - остальное.An acid composition is injected into a horizontal injection well with a volume calculated for the selected
При значении коэффициента глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. и коэффициента карбонатности от 0,05 до 0,95 доли ед. в качестве кислотного состава закачивают смесь, включающую, мас. доли: 24%-ную НСl - 0,33-0,50 и воду - остальное.When the value of the coefficient of clay content from 0.05 to 0.95 share units and the carbonate coefficient of from 0.05 to 0.95 share units as the acid composition of the injected mixture, including, wt. shares: 24% HCl - 0.33-0.50 and water - the rest.
Продавливают кислотный состав 5%-ным по массе водным раствором хлорида калия в объеме колонны технологических НКТ или БДТ, не превышая допустимого давления, установленного геологической службой. В случае повышения давления до допустимого закачку производят в режиме падения давления.Accelerate the acid composition with a 5% by mass aqueous solution of potassium chloride in the volume of the process tubing or BDT column, not exceeding the allowable pressure established by the geological service. In the case of increasing the pressure to the permissible injection is performed in the mode of pressure drop.
Далее перемещают колонну технологических НКТ или БДТ до середины следующего выделенного интервала обрабатываемого пласта 12. Повторяют операции, начиная от закачивания кислотного состава через колонну технологических НКТ или БДТ, и продавливают кислотный состав 5%-ным по массе раствором хлорида калия в объеме колонны технологических НКТ или БДТ.Next, move the column of technological tubing or BDT to the middle of the next selected interval of the treated
По завершении закачивания кислотного состава в последний выделенный интервал 1n обрабатываемого пласта (фиг. 3) продавливают кислотный состав 5%-ным по массе раствором хлорида калия в объеме колонны технологических НКТ или БДТ.Upon completion of the injection of the acid composition, the acid composition is injected into the last selected 1 n interval of the treated formation (Fig. 3) with a 5% by weight solution of potassium chloride in the volume of the process tubing or BDT column.
Поднимают колонну технологических НКТ или БДТ в вертикальную часть горизонтальной нагнетательной скважины или на расстояние не менее 300 м от интервала обработки (верхняя граница ограничена параметрами скважины) во избежание прихвата колонны технологических НКТ или БДТ или негативного воздействия кислотного состава на материал колонны технологических НКТ или БДТ.Raise the process tubing string or BDT to the vertical part of a horizontal injection well or at least 300 m from the processing interval (the upper limit is limited by well parameters) to avoid sticking the tubing string or BDT or the negative effect of the acid composition on the tubing material or BDT.
Закрывают и оставляют горизонтальную нагнетательную скважину на реагирование на 4-5 ч, при этом проводится мониторинг давления на устье скважины.The horizontal injection well is closed and left to respond for 4-5 hours, while the pressure at the wellhead is monitored.
Падение давления в горизонтальной нагнетательной скважине свидетельствует о протекании реакции между глинистой (карбонатной) составляющей обрабатываемого пласта выделенного обрабатываемого интервала и кислотным составом, а также об установлении термогидродинамической связи между скважинами.The pressure drop in the horizontal injection well indicates the occurrence of the reaction between the clay (carbonate) component of the treated reservoir of the selected processing interval and the acid composition, as well as the establishment of thermo-hydrodynamic connection between the wells.
После чего спускают колонну технологических НКТ или БДТ выше 3-5 м от забоя и проводят промывку горизонтальной нагнетательной скважины через колонну НКТ или БДТ аэрированной жидкостью в объеме не менее закачанного кислотного состава до нейтрального значения выносимой жидкости (рН 6,5-7,5) через затрубное пространство.After that, the process tubing or BDT column is lowered above 3-5 m from the bottom, and the horizontal injection well is flushed through the tubing or BDT column with an aerated liquid in a volume of at least injected acid composition to the neutral value of the discharged liquid (pH 6.5-7.5) through the annulus.
Поднимают колонну технологических НКТ или БДТ на устье горизонтальной нагнетательной скважины.Raise the column of technological tubing or BDT at the mouth of a horizontal injection well.
Дальнейшие работы ведут согласно утвержденному плану работ, представленному геологической службой: спускают колонну НКТ для закачки теплоносителя в горизонтальную нагнетательную скважину и отбора продукции из горизонтальной добывающей скважины, закачивают теплоноситель - пар, производят прогрев обрабатываемого пласта с созданием паровой камеры для добычи СВН, производят отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину по колонне НКТ и контроль технологических параметров пласта, таких как температура, минерализация, обводненность, дебит жидкости продукции скважины.Further work is carried out according to the approved work plan submitted by the geological service: the tubing string is lowered to inject coolant into a horizontal injection well and select products from a horizontal producing well, inject coolant — steam, produce a heated formation with the creation of a steam chamber for extracting EFH, produce a sample through a horizontal production well through the tubing string and monitoring of the formation parameters, such as temperature, salinity, Capacity, fluid production rate of the well.
Пример конкретного выполнения на опытном участке Больше-Каменского поднятия Ашальчинского месторождения СВН по первому варианту способа.An example of a specific implementation on the experimental plot of the Bolshe-Kamensky uplift of the Ashalchinskoye field of a supercharged air in the first variant of the method
Разрабатываемая залежь СВН имеет следующие характеристики: средняя глубина - 152 м, начальная пластовая температура - 8°С, длина горизонтальной нагнетательной скважины составляет 1079 м, длина горизонтальной части скважины - 600 м, нефтенасыщенная толщина пласта - 12 м, коэффициент пористости - 0,223 доли ед., проницаемость - 1329 мД, нефтенасыщенность - 56%, вязкость нефти - 12206 мПа⋅с, плотность нефти - 956 кг/м3, диаметр скважины по долоту - 215,9 мм.The developed EHM reservoir has the following characteristics: the average depth is 152 m, the initial reservoir temperature is 8 ° C, the length of the horizontal injection well is 1079 m, the length of the horizontal part of the well is 600 m, the oil-saturated formation thickness is 12 m, the porosity coefficient is 0.223 fractions ., permeability - 1329 mD, oil saturation - 56%, oil viscosity - 12206 mPa · s, oil density - 956 kg / m 3 , borehole diameter by bit - 215.9 mm.
Залежь разбурена парой горизонтальных скважин, которая состоит из нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости обрабатываемого пласта и оснащены колонной НКТ. Расстояние между горизонтальными скважинами составляет 5 м. Вдоль фильтра горизонтальной добывающей скважины отсутствуют прослои глин и алевролитов и присутствуют плотные известковистые породы, вдоль горизонтальной нагнетательной присутствуют прослои глин и алевролитов. По результатам предварительного прогрева горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин было установлено отсутствие термогидродинамической связи между горизонтальными нагнетательной и добывающей скважинами.The deposit is drilled by a pair of horizontal wells, which consists of injection and production wells, the horizontal sections of which are located parallel one above the other in the vertical plane of the treated formation and are equipped with a tubing string. The distance between the horizontal wells is 5 m. Along the filter of the horizontal production well there are no interlayers of clay and aleurolite and there are dense calcareous rocks, along the horizontal injection there are interlayers of clay and aleurolite. According to the results of preliminary heating of the horizontal injection and production wells, the absence of thermo-hydrodynamic connection between the horizontal injection and production wells was established.
Определили приемистость горизонтальной нагнетательной скважины 30 м3/сут на 600 м (т.е. 5 м3/сут на 100 м) интервала горизонтального ствола скважины, коэффициенты глинистости - 0,05 доли ед. и карбонатности - 0,01 доли ед. в породе обрабатываемого пласта (определили на основании данных геофизических исследований).The injectivity of a horizontal injection well of 30 m 3 / day at 600 m (ie 5 m 3 / day at 100 m) of the interval of the horizontal wellbore was determined, the clay coefficients being 0.05 fractions of units. and carbonate - 0.01 share units. in the rock of the treated seam (determined on the basis of geophysical data).
Выделили интервал с приемистостью от 0,1 до 10 м3/сут на 100 м длины горизонтального ствола нагнетательной скважины и коэффициентом глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед.An interval with pickup from 0.1 to 10 m 3 / day per 100 m of the length of the horizontal well of the injection well and clay ratio from 0.05 to 0.95 fractions of units was allocated.
Определили длину и объем выделенного интервала, которые составили 600 м и 503 м3 соответственно.Determined the length and volume of the selected interval, which amounted to 600 m and 503 m 3, respectively.
Так как длина выделенного интервала равна длине горизонтальной части нагнетательной скважины (600 м), то спустили колонну технологических НКТ с условным диаметром 89 мм в горизонтальную нагнетательную скважину на глубину 1076 м на 3 м выше забоя.Since the length of the selected interval is equal to the length of the horizontal part of the injection well (600 m), then the process tubing string with the nominal diameter of 89 mm was lowered into the horizontal injection well to a depth of 1076 m 3 m above the bottom.
Произвели герметизацию устьев горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин с установкой трубной и затрубной задвижек. Установили манометры на устье горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин для контроля за давлением.Made the sealing of the mouths of the horizontal injection and production wells with the installation of pipe and annular valves. Installed pressure gauges at the mouth of the horizontal injection and production wells to monitor pressure.
Коэффициент глинистости равен 0,05 доли ед. и коэффициент карбонатности - 0,01 доли ед., поэтому закачали кислотный состав, рассчитанный по формуле 2 и включающий, мас. доли: 24%-ную НСl - 0,33, 70%-ную HF - 0,04 и воду - 0,63, по колонне технологических НКТ в объеме 63 м3.The clay ratio is 0.05 fractions and the carbonate coefficient - 0.01 fractions of units, therefore pumped the acid composition, calculated by the
Продавили кислотный состав 5%-ным по массе водным раствором хлорида калия в объеме 4,9 м3.They sold the acid composition with a 5% by weight aqueous solution of potassium chloride in a volume of 4.9 m 3 .
Подняли колонну технологических НКТ в вертикальную часть скважины (на отметку 400 м). Закрыли и оставили горизонтальную нагнетательную скважину на реагирование на 4 ч. Вели мониторинг давления на устье горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин. После падения давления в горизонтальной нагнетательной скважине произвели спуск колонны технологических НКТ выше 3 м от забоя и промывку горизонтальной нагнетательной скважины аэрированной жидкостью в объеме 63 м3 до рН=7.Raised the column of technological tubing in the vertical part of the well (to the mark of 400 m). A horizontal injection well was closed and left to respond for 4 hours. The monitoring of pressure at the mouth of the horizontal injection and production wells was done. After the pressure drop in the horizontal injection well, the process tubing string was descended above 3 m from the bottomhole and the horizontal injection well was flushed with aerated liquid in a volume of 63 m 3 to pH = 7.
Подняли колонну технологических НКТ и перевели скважину в режим предварительного прогрева: спустили колонны НКТ в горизонтальные нагнетательную и добывающую скважины, закачали теплоноситель - пар, прогрели обрабатываемый пласт с созданием паровой камеры для добычи СВН, произвели отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину по колонне НКТ и контроль технологических параметров пласта.They lifted the process tubing string and transferred the well to the preheating mode: the tubing string was lowered into the horizontal injection and production wells, the coolant was pumped - steam, the treated reservoir was heated to create a steam chamber for the production of high-pressure oil, the product was selected through the production tubing along the tubing string and control technological parameters of the reservoir.
Свидетельством установления термогидродинамической связи являлось изменение температурного профиля (фиг. 2) по стволу горизонтальной добывающей скважины до и после проведения предлагаемого способа. Контроль температуры осуществляли по оптоволоконному кабелю, спущенному по всему стволу горизонтальной добывающей скважины до забоя.Evidence of the establishment of thermohydrodynamic communication was a change in the temperature profile (Fig. 2) along the trunk of a horizontal production well before and after carrying out the proposed method. Temperature control was carried out by fiber optic cable, run down the entire trunk of a horizontal production well to the bottom.
Из температурного профиля скважины следует, что после проведения предлагаемого способа разработки залежи СВН в уплотненных и заглинизированных коллекторах температура по стволу скважины повысилась с 25 до 85°С.From the temperature profile of the well, it follows that after carrying out the proposed method of developing an EHM deposit in compacted and clay-covered reservoirs, the temperature in the wellbore increased from 25 to 85 ° C.
Остальные примеры осуществления способа разработки залежи СВН и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах по первому варианту выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 1 (примеры 1-6).Other examples of the implementation of the method of developing deposits of EHE and / or bitumen in compacted and clayed reservoirs in the first embodiment perform similarly, their results are shown in Table. 1 (examples 1-6).
Пример конкретного выполнения на залежи СВН Южно-Ашальчинского поднятия Ашальчинского месторождения СВН по второму варианту способа.An example of a specific implementation on the deposits of EHV South Yuzhno-Ashalchinskogo elevation Ashalchinskogo field EHV according to the second variant of the method.
Разрабатываемая залежь СВН имеет следующие характеристики: средняя глубина составляет 80 м, начальная пластовая температура - 8°С, длина скважины - 1278 м, длина горизонтальной части скважины - 720 м, нефтенасыщенная толщина пласта - 14 м, коэффициент пористости - 0,196 доли ед., проницаемость - 796 мД, нефтенасыщенность - 54,8%, вязкость нефти - 18500 мПа⋅с, плотность нефти - 957 кг/м3, диаметр скважины по долоту - 215,9 мм.The developed EHD reservoir has the following characteristics: the average depth is 80 m, the initial reservoir temperature is 8 ° C, the well length is 1278 m, the length of the horizontal part of the well is 720 m, the oil-saturated formation thickness is 14 m, the porosity coefficient is 0.196 fractions, permeability is 796 mD, oil saturation is 54.8%, oil viscosity is 18,500 mPas, oil density is 957 kg / m 3 , and the diameter of the well is 215.9 mm.
Залежь разбурена парой горизонтальных скважин, которая состоит из нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта и оснащены колонной НКТ. Расстояние между горизонтальными скважинами составляет 5 м. Вдоль фильтра горизонтальной добывающей скважины отсутствуют прослои глин и алевролитов и присутствуют плотные известковистые породы, вдоль нагнетательной присутствуют прослои глин и алевролитов. По результатам предварительного прогрева горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин было установлено отсутствие термогидродинамической связи между горизонтальными нагнетательной и добывающей скважинами. Для создания термогидродинамической связи произвели подъем подземного оборудования.The deposit is drilled by a pair of horizontal wells, which consists of injection and production wells, the horizontal sections of which are located parallel one above the other in the vertical plane of the reservoir and are equipped with a tubing string. The distance between horizontal wells is 5 m. Along the filter of a horizontal production well, there are no interlayers of clay and aleurolite and there are dense calcareous rocks, along the injection there are interlayers of clay and aleurolite. According to the results of preliminary heating of the horizontal injection and production wells, the absence of thermo-hydrodynamic connection between the horizontal injection and production wells was established. To create a thermo-hydrodynamic connection, the underground equipment was raised.
Определили приемистость горизонтальной нагнетательной скважины 54 м3/сут на 720 м интервала горизонтального ствола скважины и коэффициент глинистости 0,13 доли ед. и карбонатности 0,01 доли ед.The injectivity of a horizontal injection well of 54 m 3 / day was determined at the 720 m interval of the horizontal well bore and the clay coefficient was 0.13 fractions of units. and carbonate 0.01 share units.
Выделили два интервала с приемистостью от 0,1 до 10 м3/сут на 100 м длины горизонтального ствола нагнетательной скважины и коэффициентом глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. обрабатываемого пласта.Two intervals were identified with an injectivity of from 0.1 to 10 m 3 / day per 100 m of the length of a horizontal well of an injection well and a clay ratio from 0.05 to 0.95 fractions of units. treated reservoir.
Для первого интервала 11 приемистость составила 7,5 м3/сут на 100 м длины горизонтального ствола нагнетательной скважины, коэффициент глинистости - 0,11 доли ед. в породе обрабатываемого пласта (фиг. 3).For the
Для второго интервала 12 приемистость составила 7,5 м3/сут на 100 м длины горизонтального ствола нагнетательной скважины, коэффициент глинистости - 0,14 доли ед. в породе обрабатываемого пласта (фиг. 3).For the
Определили длину выделенных интервалов. Первый интервал 11 находился от 1050 до 1170 м в горизонтальной нагнетательной скважине, длина составила 120 м. Второй интервал 12 находился от 850 до 960 м в горизонтальной нагнетательной скважине, длина составила 110 м.Determined the length of the selected intervals. The
Определили объем выделенных интервалов по формуле 1, который составил для первого интервала 11 104 м3, для второго интервала 12 95 м3.Determined the amount of allocated intervals according to the
Так как длина интервалов составила меньше длины горизонтальной части нагнетательной скважины (длина первого интервала 11 120 м меньше, чем 720 м, и длина второго интервала 12 110 м также меньше, чем 720 м) спустили в горизонтальную нагнетательную скважину колонну БДТ с условным диаметром 38,1 мм и длиной 2400 м в середину выделенного интервала 11 (фиг. 3) обрабатываемого пласта на глубину 1110 м.Since the length of the intervals was less than the length of the horizontal part of the injection well (the length of the
Произвели герметизацию устьев горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин с установкой трубной и затрубной задвижек. Установили манометры на устье горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин для контроля за давлением.Made the sealing of the mouths of the horizontal injection and production wells with the installation of pipe and annular valves. Installed pressure gauges at the mouth of the horizontal injection and production wells to monitor pressure.
Коэффициент глинистости равен 0,11 доли ед. и коэффициент карбонатности - 0,01 доли ед., поэтому закачали кислотный состав, включающий, мас. доли: 24%-ную НСl - 0,50, 70%-ную HF - 0,06 и воду - 0,44 по колонне технологических НКТ в объеме 29 м3. Продавили кислотный состав 5%-ным по массе водным раствором хлорида калия в объеме 2,2 м3.The clay ratio is 0.11 fractions and the carbonate coefficient - 0.01 fractions of units. Therefore, the acid composition was pumped in, including, by weight. shares: 24% HCl - 0.50, 70% HF - 0.06 and water - 0.44 in the process tubing string in a volume of 29 m 3 . They sold the acid composition with a 5% by weight aqueous solution of potassium chloride in a volume of 2.2 m 3 .
Далее переместили колонну БДТ до середины следующего выделенного интервала 12 (фиг. 3) обрабатываемого пласта горизонтальной нагнетательной скважины на глубину 905 м.Next, the BDT column was moved to the middle of the next selected interval 1 2 (Fig. 3) of the treated formation of a horizontal injection well to a depth of 905 m.
Коэффициент глинистости равен 0,14 доли ед. и коэффициент карбонатности - 0,01 доли ед., также закачали кислотный состав, рассчитанный по формуле 1 и включающий, мас. доли: 24%-ную НСl - 0,50, 70%-ную HF - 0,06 и воду - 0,44 по колонне БДТ в объеме 33 м3.The clay ratio is equal to 0.14 shares and the carbonate coefficient - 0.01 fractions of units, also pumped the acid composition, calculated by the
Продавили кислотный состав 5%-ным по массе водным раствором хлорида калия в объеме 2,2 м3.They sold the acid composition with a 5% by weight aqueous solution of potassium chloride in a volume of 2.2 m 3 .
Подняли колонну БДТ в вертикальную часть скважины (на отметку 500 м). Закрыли и оставили горизонтальную нагнетательную скважину на реагирование на 4 ч.They lifted the BDT string into the vertical part of the well (to the 500 m mark). A horizontal injection well was closed and left to respond for 4 hours.
Вели мониторинг давления на устье горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин. После падения давления в горизонтальной нагнетательной скважине произвели спуск колонны технологических БДТ выше 3 м от забоя (1275 м) и промывку горизонтальной нагнетательной скважины аэрированной жидкостью в объеме 62 м3 до рН=7 выносимой жидкости.The monitoring of pressure at the mouth of horizontal injection and production wells was conducted. After a pressure drop in the horizontal injection well, the technological BDT column was descended above 3 m from the bottom (1275 m) and the horizontal injection well was flushed with aerated liquid in a volume of 62 m 3 to pH = 7 of the discharged liquid.
Подняли БДТ и перевели скважину в режим предварительного прогрева: спустили колонны НКТ в горизонтальные нагнетательную и добывающую скважины, закачали теплоноситель - пар, прогрели обрабатываемый пласт с созданием паровой камеры для добычи СВН, произвели отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину по колонне НКТ и контроль технологических параметров пласта.They lifted the BDT and transferred the well to the preheating mode: they lowered the tubing strings into horizontal injection and production wells, pumped coolant — steam, heated the treated formation to create a steam chamber for the production of high-pressure oil, made product selection through the horizontal production well through the tubing string and monitored technological parameters reservoir.
Свидетельством установления термогидродинамической связи являлось изменение температурного профиля (фиг. 4) по стволу горизонтальной добывающей скважины до и после проведения предлагаемого способа. Контроль температуры осуществляли по оптоволоконному кабелю, спущенному по всему стволу горизонтальной добывающей скважины до забоя.Evidence of the establishment of thermohydrodynamic communication was a change in the temperature profile (Fig. 4) along the trunk of a horizontal production well before and after carrying out the proposed method. Temperature control was carried out by fiber optic cable, run down the entire trunk of a horizontal production well to the bottom.
Из температурного профиля скважины следует, что после проведения предлагаемого способа разработки залежи СВН в уплотненных и заглинизированных коллекторах температура по стволу скважины увеличилась с 25 до 65°С.From the temperature profile of the well, it follows that after carrying out the proposed method for developing the IU reservoir in compacted and clayed reservoirs, the temperature in the wellbore increased from 25 to 65 ° C.
Остальные примеры осуществления способа разработки залежи СВН и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах по второму варианту выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 1 (примеры 7-12).Other examples of the implementation of the method of developing deposits of EHE and / or bitumen in compacted and clayed reservoirs according to the second variant are performed similarly, their results are shown in Table. 1 (examples 7-12).
Предлагаемый способ повышает эффективность добычи СВН и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах за счет увеличения охвата обрабатываемого пласта тепловым воздействием (закачкой пара), сокращения сроков прогрева обрабатываемого пласта с созданием паровой камеры за счет увеличения приемистости нагнетательной горизонтальной скважины и создания термогидродинамической связи между горизонтальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважинами, что позволяет снизить энергетические затраты на реализацию способа и увеличить коэффициент нефтеизвлечения залежи сверхвязкой нефти. Реализация способа в предложенной последовательности дает синергетический эффект, существенно превышающий сумму эффектов.The proposed method improves the efficiency of production of high-pressure aggregates and / or bitumen in compacted and clay-filled reservoirs by increasing the coverage of the treated reservoir by thermal effects (steam injection), reducing the warm-up time of the treated reservoir with creating a steam chamber by increasing the injectivity of the horizontal injection well and creating a thermo-hydrodynamic connection between the horizontal injection and horizontal production wells, which reduces the energy costs of implementing the method and increase the oil recovery factor of extra-viscous oil deposits. The implementation of the method in the proposed sequence gives a synergistic effect that significantly exceeds the sum of the effects.
Примечание: примеры №1, 4, 5, 7, 8, 11, 12 проведены на залежи СВН, примеры №2, 3, 10 - на залежи битума, примеры №6, 9 - на залежи СВН и битума.Note: examples No. 1, 4, 5, 7, 8, 11, 12 were carried out on the EHD deposits, examples No. 2, 3, 10 - on the bitumen deposits, examples No. 6, 9 - on the EOS deposits and bitumen.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018128275A RU2686768C1 (en) | 2018-08-01 | 2018-08-01 | Method for development of super-viscous oil and/or bitumen deposit in compacted and clogged reservoirs (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018128275A RU2686768C1 (en) | 2018-08-01 | 2018-08-01 | Method for development of super-viscous oil and/or bitumen deposit in compacted and clogged reservoirs (versions) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2686768C1 true RU2686768C1 (en) | 2019-04-30 |
Family
ID=66430554
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018128275A RU2686768C1 (en) | 2018-08-01 | 2018-08-01 | Method for development of super-viscous oil and/or bitumen deposit in compacted and clogged reservoirs (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2686768C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1629502A1 (en) * | 1988-03-10 | 1991-02-23 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of development of oil field with reservoirs of different permeability separated by impervious division |
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2252311C1 (en) * | 2004-07-08 | 2005-05-20 | Лукьянов Юрий Викторович | Method for effecting face-adjacent well area |
| RU2286446C1 (en) * | 2006-01-19 | 2006-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Acid well bottom zone treatment method |
| RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
-
2018
- 2018-08-01 RU RU2018128275A patent/RU2686768C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1629502A1 (en) * | 1988-03-10 | 1991-02-23 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of development of oil field with reservoirs of different permeability separated by impervious division |
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2252311C1 (en) * | 2004-07-08 | 2005-05-20 | Лукьянов Юрий Викторович | Method for effecting face-adjacent well area |
| RU2286446C1 (en) * | 2006-01-19 | 2006-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Acid well bottom zone treatment method |
| RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЛОГИНОВ Б. Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Москва, "Недра", 1966, с. 124-131, 148-150. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2522369C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones | |
| RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2527051C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
| RU2599156C1 (en) | Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft | |
| RU2661513C1 (en) | Method of processing low-drained areas of oil drawings | |
| RU2713047C1 (en) | Method for proppant hydraulic fracturing of oil formation | |
| RU2686768C1 (en) | Method for development of super-viscous oil and/or bitumen deposit in compacted and clogged reservoirs (versions) | |
| RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
| RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
| RU2517674C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil deposit | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2459072C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of low-permeable formation of injection well | |
| RU2225942C1 (en) | Method for extraction of bituminous deposit | |
| RU2737455C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of formation in conditions of high-dissected high-conductivity reservoir with low stress contrast of bridges | |
| RU2560018C1 (en) | Water flow isolation technique in uncased horizontal borehole section of producing well | |
| RU2693055C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2690588C2 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2534555C1 (en) | Interval isolation method of brine water influx in horizontal wells | |
| RU2690586C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2679423C1 (en) | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals |