RU2713014C1 - Development method of ultraviscous oil deposit by wells with "smart" perforation - Google Patents
Development method of ultraviscous oil deposit by wells with "smart" perforation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2713014C1 RU2713014C1 RU2019106101A RU2019106101A RU2713014C1 RU 2713014 C1 RU2713014 C1 RU 2713014C1 RU 2019106101 A RU2019106101 A RU 2019106101A RU 2019106101 A RU2019106101 A RU 2019106101A RU 2713014 C1 RU2713014 C1 RU 2713014C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- holes
- horizontal
- well
- perforation
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 26
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 24
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 14
- 230000035515 penetration Effects 0.000 abstract 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 36
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 7
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 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
- E21B43/11—Perforators; Permeators
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных залежей сверхвязкой нефти с применением в горизонтальных скважинах эксплуатационных колонн с «умной» перфорацией.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of heterogeneous deposits of extra-viscous oil using production casing with “smart” perforation in horizontal wells.
Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий определение величины проницаемости продуктивного интервала, коэффициента гидродинамического совершенства, радиуса скважины и максимальной плотности перфорации скважин, осуществление перфорации, освоения и запуска скважины в эксплуатацию. Дополнительно определяют радиус контура питания, максимальную плотность перфорации определяют по пласту, имеющему наименьшую проницаемость, а определение величины проницаемости, коэффициента гидродинамического совершенства и максимальной плотности перфорации осуществляют для каждого пласта продуктивного интервала, при этом плотность перфорации для каждого пласта определяют из условия равенства продолжительности выработки отдельных пластов. Дополнительно при вскрытии пластов с водонефтяным контактом производят перфорацию с различной плотностью, изменяющейся от оптимального на кровле до нуля по направлению к водонефтяному контакту по продуктивному интервалу (патент РФ №2066368 Е21 В43/16, опубл. 10.09.1996).A known method of developing a multilayer oil reservoir, including determining the permeability of the productive interval, the coefficient of hydrodynamic perfection, the radius of the well and the maximum density of perforation of the wells, the implementation of perforation, development and commissioning of the well into operation. In addition, the radius of the feed circuit is determined, the maximum perforation density is determined by the formation having the lowest permeability, and the permeability, hydrodynamic perfection coefficient and maximum perforation density are determined for each formation of the productive interval, while the perforation density for each formation is determined from the condition that the production duration of the individual layers. Additionally, when opening formations with a water-oil contact, perforation is performed with a different density, varying from the optimum on the roof to zero in the direction of the water-oil contact at a productive interval (RF patent No. 2066368 E21 B43 / 16, publ. 09/10/1996).
Недостатком известного способа является то, что в процессе разработки залежи сверхвязкой нефти парогравитационным воздействием происходит быстрый прорыв пара к добывающей скважине, что снижает конечную нефтеотдачу.The disadvantage of this method is that in the process of developing a deposit of super-viscous oil by steam gravity, a quick breakthrough of steam to the producing well occurs, which reduces the final oil recovery.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи вязкой нефти или битума, включающий бурение и обустройство не менее одной пары горизонтальных скважин для парогравитационного воздействия с расположением ствола нагнетательной скважины параллельно в вертикальной плоскости над стволом добывающей скважины, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую. Конфигурацию скважин выполняют по форме залежи: восходящими в начале пласта, горизонтальными в центральной части и спадающими в конце пласта, причем угол восхождения и спада добывающей скважины равен углу падения пласта, а угол восхождения и спада нагнетательной скважины в 1-2,2 раза больше угла падения пласта, минимальное расстояние от перфорационных отверстий добывающей скважины до водонефтяного контакта ВНК принимают 2 м, минимальное расстояние между стволами добывающей и горизонтальной скважины в месте перфорационных отверстий - 3 м, максимальное расстояние между горизонтальными участками стволов добывающей и нагнетательной скважин - 10 м, распределение плотности перфорации на восходящем и нисходящем участках определяют по формуле: nx=n0+Lx/A, где nx - число перфорационных отверстий на восходящем или нисходящем участке на расстоянии X от начала ствола с перфорацией; n0 - минимальная плотность перфорации на участке с наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами в перфорированных частях стволов; Lx - длина восходящей или нисходящей части перфорированного ствола на расстоянии X от его начала с перфорацией; A=30-60 м. После бурения и освоения скважин на протяжении 1-6 месяцев прогревают призабойную зону закачкой пара в добывающую и нагнетательную скважины под давлением 1-2 МПа, либо скважинными нагревателями, после чего пускают нагнетательную скважину с постоянной приемистостью пара 75-95 м3/сут, а добывающую скважину под добычу с забойным давлением 0,25-0,35 МПа (патент РФ №2513484, кл. Е21 В 43/24, E21B 7/04, опубл. 20.04.2014 - прототип).The closest in technical essence to the proposed method is a method of developing a reservoir of viscous oil or bitumen, including drilling and equipping at least one pair of horizontal wells for steam and gravity treatment with the location of the injection well parallel to the vertical plane above the production well, injecting steam into the injection well and selection of products through mining. The wells are configured according to the shape of the reservoir: ascending at the beginning of the formation, horizontal in the central part and falling at the end of the formation, with the angle of rise and fall of the producing well equal to the angle of incidence of the formation, and the angle of rise and fall of the injection well 1-2-2 times the angle formation fall, the minimum distance from the perforations of the producing well to the oil-water contact of the oil-and-gas complex is 2 m, the minimum distance between the trunks of the producing and horizontal wells at the location of the perforations is 3 m, the maximum distance between the horizontal sections of the shafts of the producing and injection wells is 10 m, the distribution of perforation density in the ascending and descending sections is determined by the formula: n x = n 0 + L x / A, where n x is the number of perforations in the ascending or descending section in distance X from the beginning of the barrel with perforation; n 0 - the minimum density of perforation in the area with the smallest distance between the producing and injection wells in the perforated parts of the trunks; L x - the length of the ascending or descending part of the perforated barrel at a distance X from its beginning with perforation; A = 30-60 m. After drilling and developing wells for 1-6 months, they heat up the bottom-hole zone by injecting steam into the producing and injection wells at a pressure of 1-2 MPa, or by downhole heaters, after which the injection well is launched with constant steam injectivity of 75- 95 m 3 / day, and a producing well for production with a bottomhole pressure of 0.25-0.35 MPa (RF patent No. 2513484, class E21 B 43/24, E21B 7/04, publ. 04/20/2014 - prototype).
В известном способе не учитывается неоднородность коллектора по проницаемости, а также проблема, связанная с выносом песка. В результате нефтеотдача залежи сверхвязкой нефти остается невысокой.In the known method does not take into account the heterogeneity of the reservoir permeability, as well as the problem associated with the removal of sand. As a result, oil recovery of super-viscous oil deposits remains low.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи неоднородной залежи сверхвязкой нефти.In the proposed invention solves the problem of increasing oil recovery heterogeneous deposits of viscous oil.
Задача решается тем, что в способе разработки залежи сверхвязкой нефти скважинами с «умной» перфорацией, включающем бурение паронагнетательной горизонтальной скважины и, расположенной ниже, горизонтальной добывающей скважины, спуск эксплуатационных колонн, цементирование стволов и вторичное вскрытие пластов, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, согласно изобретению, в горизонтальных стволах добывающей и/или нагнетательной скважин плотность перфорационных отверстий выполняют прямо пропорционально, а размеры перфорационных отверстий обратно пропорционально проницаемости коллектора напротив соответствующих интервалов ствола, причем длину каждого интервала определяют таким образом, чтобы изменение в проницаемости коллектора в пределах каждого из интервалов не превышало 50 мД, в горизонтальный перфорированный ствол добывающей скважины спускают фильтр, представляющий из себя трубу с множественными щелевидными отверстиями, расположенными перпендикулярно оси трубы, причем ширина отверстий составляет 100-200 мкм, расстояние между отверстиями - 100-500 мкм, а длина отверстий - 0,2-0,8 от длины окружности фильтра.The problem is solved in that in a method for developing a super-viscous oil reservoir by wells with “smart” perforation, including drilling a steam injection horizontal well and, below, a horizontal production well, lowering production casing, cementing the boreholes and opening the reservoirs, injecting steam into the injection well and selecting of production from a production well, according to the invention, in horizontal trunks of production and / or injection wells, the density of perforations is directly performed optionally, and the dimensions of the perforation holes are inversely proportional to the permeability of the reservoir opposite to the corresponding intervals of the bore, and the length of each interval is determined so that the change in the permeability of the reservoir within each of the intervals does not exceed 50 mD, a filter is lowered into the horizontal perforated wellbore of the producing well a pipe with multiple slit-like openings located perpendicular to the axis of the pipe, and the width of the holes is 100-200 microns, distances e between the holes is 100-500 microns, and the length of the holes is 0.2-0.8 of the filter circumference.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Разработка неоднородной залежи сверхвязкой нефти характеризуется недовыработкой остаточных запасов нефти, низким коэффициентом охвата пластов и невысокой нефтеотдачей. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять наиболее полную выработку нефти из таких залежей. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи неоднородной залежи сверхвязкой нефти. Задача решается следующим образом.The development of a heterogeneous reservoir of super-viscous oil is characterized by under-production of residual oil reserves, low reservoir coverage and low oil recovery. Existing technical solutions do not fully allow for the most complete production of oil from such deposits. In the proposed invention solves the problem of increasing oil recovery heterogeneous deposits of viscous oil. The problem is solved as follows.
На фиг. 1 представлено схематическое изображение горизонтального ствола добывающей или нагнетательной скважины с фильтром и перфорационными отверстиями. Обозначения: 1 - горизонтальный ствол скважины, 2 - перфорационные отверстия, 3 - фильтр, представляющий из себя трубу с множественными щелевидными отверстиями, 4 - щелевидные отверстия, расположенные перпендикулярно оси трубы, A - диаметр эксплуатационных колонн, B - диаметр фильтров, k1, k2, k3, k4 - проницаемость коллектора напротив соответствующего интервала горизонтального ствола 1, l1, l2, l3, l4 - длины интервалов горизонтального ствола 1 напротив участков коллектора с проницаемостью k1, k2, k3, k4 соответственно.In FIG. 1 is a schematic representation of a horizontal wellbore of a producing or injection well with a filter and perforations. Designations: 1 - horizontal wellbore, 2 - perforation holes, 3 - a filter consisting of a pipe with multiple slit-like openings, 4 - slit-like openings located perpendicular to the pipe axis, A - diameter of production casing, B - diameter of filters, k 1 , k 2 , k 3 , k 4 - the permeability of the reservoir opposite the corresponding interval of the
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
На участке неоднородной по проницаемости залежи сверхвязкой нефти бурят паронагнетательную горизонтальную скважину и, расположенную ниже, горизонтальную добывающую скважину. Стволы горизонтальных скважин обсаживают эксплуатационными колоннами диаметром A, цементируют и вторично вскрывают. При этом в горизонтальных стволах 1 добывающей и/или нагнетательной скважин плотность перфорационных отверстий 2 выполняют прямо пропорционально, а размеры перфорационных отверстий 2 обратно пропорционально проницаемости коллектора напротив соответствующих интервалов ствола k1, k2, k3, k4 (фиг. 1). Длину каждого интервала l1, l2, l3, l4 определяют таким образом, чтобы изменение в проницаемости k1, k2, k3, k4 коллектора в пределах каждого из интервалов не превышало 50 мД.A horizontal injection well and a lower production horizontal well are drilled at a site of a highly viscous oil reservoir of heterogeneous permeability. Horizontal well trunks are cased with production cores of diameter A, cemented and re-opened. Moreover, in the
Согласно исследованиям, в интервалах с наименьшей проницаемостью коллектора необходимо выполнять перфорацию с максимальными размерами перфорационных отверстий и минимальной плотностью перфораций. Аналогично в интервалах с наибольшей проницаемостью коллектора необходимо выполнять перфорацию с минимальными размерами перфорационных отверстий и максимальной плотностью перфораций. Это позволяет максимально выровнять как фронт закачки пара от горизонтальной нагнетательной скважины, так и приток к горизонтальному стволу добывающей скважины, что в результате повышает охват пласта и нефтеотдачу. При превышении проницаемости коллектора в пределах каждого из интервалов на 50 мД нефтеотдача залежи от применения способа снижается ввиду увеличения влияния фактора неоднородности коллектора.According to studies, in the intervals with the lowest permeability of the collector, it is necessary to perforate with the maximum dimensions of the perforations and the minimum density of perforations. Similarly, in the intervals with the highest permeability of the collector, it is necessary to perform perforation with the minimum dimensions of the perforations and the maximum density of perforations. This makes it possible to maximally equalize both the front of steam injection from the horizontal injection well and the inflow to the horizontal well of the producing well, which as a result increases the coverage of the formation and oil recovery. If the reservoir permeability exceeds 50 mD within each of the intervals, the oil recovery from the application of the method decreases due to an increase in the influence of the reservoir heterogeneity factor.
В горизонтальный перфорированный ствол добывающей скважины спускают фильтр 3, представляющий из себя трубу диаметром B с множественными щелевидными отверстиями 4, расположенными перпендикулярно оси трубы, причем ширина отверстий составляет 100-200 мкм, расстояние между отверстиями - 100-500 мкм, а длина - 0,2-0,8 от длины окружности фильтра.
Исследования показали, что такая конструкция отверстий позволяет предотвратить попадание песка в ствол добывающей скважины. Размер частиц песка для большинства коллекторов составляет 0,2-5 мм, редко встречаются частицы до 0,14 мм. При ширине отверстий более 200 мкм, мелкодисперсная часть песка часть попадает в ствол скважины, что приводит к снижению межремонтного периода работы скважины, падению темпов отбора нефти, а при менее чем 100 мкм - не имеет смысла, т.к. частицы песка с подобным размером встречаются крайне редко. Таким образом, чаще всего применяют фильтры с отверстиями шириной 150 мкм.Studies have shown that this hole design prevents sand from entering the production wellbore. The size of sand particles for most collectors is 0.2-5 mm, rarely particles up to 0.14 mm are found. When the width of the holes is more than 200 μm, the finely dispersed part of the sand falls into the wellbore, which leads to a decrease in the overhaul period of the well, a decrease in the rate of oil extraction, and at less than 100 microns it makes no sense, because sand particles of a similar size are extremely rare. Thus, filters with holes with a width of 150 microns are most often used.
При расстоянии между отверстиями менее 100 мкм снижается конструктивная прочность фильтра, а при более 500 мкм уменьшается пропускная способность фильтра и, соответственно, дебит скважины.When the distance between the holes is less than 100 microns, the structural strength of the filter decreases, and at more than 500 microns, the filter throughput and, accordingly, the flow rate of the well decrease.
Длина отверстий 0,2-0,8 от длины окружности фильтра обусловлена толщиной стенок данных труб и пропускной способностью отверстий. Логично, что данные отверстия не могут быть сплошными по всей длине окружности фильтра. При большой толщине стенки фильтра возможно применение длины отверстий 0,8 от длины окружности фильтра, однако при более 0,8 - снижается конструктивная прочность фильтра. При небольшой толщине стенки фильтра допустимо применение длины отверстий 0,2 от длины окружности фильтра, однако при менее 0,2 - уменьшается пропускная способность фильтра и, соответственно, дебит скважины.The length of the holes 0.2-0.8 of the circumference of the filter is due to the thickness of the walls of these pipes and the throughput of the holes. It is logical that these holes cannot be continuous along the entire circumference of the filter. With a large thickness of the filter wall, it is possible to use a hole length of 0.8 of the circumference of the filter, but with more than 0.8, the structural strength of the filter decreases. With a small thickness of the filter wall, the use of hole lengths of 0.2 on the circumference of the filter is permissible, but with less than 0.2, the filter capacity and, accordingly, the flow rate of the well decrease.
Аналогичные работы проводят на других участках залежи. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.Similar work is carried out in other parts of the reservoir. Development is carried out until the full economically viable development of deposits.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи неоднородной залежи сверхвязкой нефти.The result of the implementation of this method is to increase oil recovery heterogeneous deposits of viscous oil.
Примеры конкретного выполнения способаExamples of specific performance of the method
Пример 1. Залежь нефти представлена неоднородными терригенными отложениями со сверхвязкой нефтью. Средняя нефтенасыщенная толщина - 14 м, глубина залегания кровли пласта - 180 м, вязкость нефти в пластовых условиях - 19000 мПа⋅с, начальная пластовая температура 8°С.Example 1. An oil reservoir is represented by heterogeneous terrigenous sediments with super-viscous oil. The average oil-saturated thickness is 14 m, the depth of the formation roof is 180 m, the viscosity of the oil in the reservoir conditions is 19000 mPa⋅s, the initial reservoir temperature is 8 ° C.
На данной залежи бурят паронагнетательную горизонтальную скважину и, расположенную ниже, горизонтальную добывающую скважину. Длины горизонтальных стволов данных скважин составляют по 300 м. Стволы горизонтальных скважин обсаживают эксплуатационными колоннами диаметром A=146 мм, цементируют и вторично вскрывают. При этом в горизонтальных стволах 1 добывающей и нагнетательной скважин плотность перфорационных отверстий 2 выполняют прямо пропорционально, а размеры перфорационных отверстий 2 обратно пропорционально проницаемости коллектора напротив соответствующих интервалов ствола k1, k2, k3, k4 (фиг. 1). Длину каждого интервала l1, l2, l3, l4 определяют таким образом, чтобы изменение в проницаемости k1, k2, k3, k4 коллектора в пределах каждого из интервалов не превышало 50 мД. Абсолютная проницаемость коллектора в каждом из интервалов, их длина, а также значения плотности перфораций и размер перфорационных отверстий напротив соответствующих интервалов приведен в таблице 1.A steam injection horizontal well and, below, a horizontal production well are drilled on this deposit. The lengths of the horizontal wells of these wells are 300 m each. The trunks of horizontal wells are cased with production cores with a diameter of A = 146 mm, cemented and re-opened. At the same time, in the
Таблица 1.Table 1.
В горизонтальный перфорированный ствол добывающей скважины спускают фильтр 3 диаметром B=73 мм, представляющий из себя трубу с толщиной стенки 6,5 мм, в которой выполнены множественные щелевидные протяженные отверстия 4, расположенные перпендикулярно оси трубы. Ширина отверстий составляет 100 мкм, расстояние между отверстиями - 100 мкм. Длина отверстий составляет 0,8 от длины окружности фильтра, т.е. 0,8⋅3,14⋅0,073=0,18 м.A
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.Development is carried out until the full economically viable development of deposits.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками. Указанное распределение перфорационных отверстий выполняют только в добывающей скважине.Example 2. Perform as example 1. The reservoir is characterized by other geological and physical characteristics. The specified distribution of perforations is performed only in the production well.
Пример 3. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками. Указанное распределение перфорационных отверстий выполняют только в нагнетательной скважине.Example 3. Perform as example 1. The reservoir is characterized by other geological and physical characteristics. The specified distribution of perforations is performed only in the injection well.
Пример 4. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками. В горизонтальный перфорированный ствол добывающей скважины спускают фильтр 3, представляющий из себя трубу с толщиной стенки 5,0 мм, в которой выполнены протяженные отверстия 4, расположенные перпендикулярно оси трубы. Ширина отверстий составляет 200 мкм, расстояние между отверстиями - 500 мкм, а длина - 0,2 от длины окружности фильтра, т.е. 0,2·3,14·0,073=0,046 м.Example 4. Perform as example 1. The reservoir is characterized by other geological and physical characteristics.
В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности залежи до 98%, было добыто 31,2 тыс. т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,412 д. ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 26,3 тыс. т нефти, КИН составил 0,347 д. ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,065 д. ед.As a result of development, which limited the achievement of water cut to 98%, 31.2 thousand tons of oil was produced, the oil recovery factor (CIN) was 0.412 units. According to the prototype, ceteris paribus 26.3 thousand tons of oil was produced, oil recovery factor amounted to 0.347 units. The increase in recovery factor by the proposed method is 0.065 d.
Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения неоднородных по проницаемости залежей сверхвязких нефтей, повысить охват и равномерность выработки запасов за счет применения в совокупности труб с множественными щелевидными отверстиями (фильтров) и перфорации, выполняемой на каждом из интервалов горизонтального ствола в зависимости от проницаемости коллектора.The proposed method allows to increase the oil recovery coefficient of non-uniform permeability deposits of extra-viscous oils, to increase the coverage and uniformity of reserves development through the use of a combination of pipes with multiple slit-like openings (filters) and perforation performed at each of the horizontal bore intervals depending on the permeability of the reservoir.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи неоднородной залежи сверхвязкой нефти.The application of the proposed method will solve the problem of increasing oil recovery heterogeneous deposits of viscous oil.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019106101A RU2713014C1 (en) | 2019-03-04 | 2019-03-04 | Development method of ultraviscous oil deposit by wells with "smart" perforation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019106101A RU2713014C1 (en) | 2019-03-04 | 2019-03-04 | Development method of ultraviscous oil deposit by wells with "smart" perforation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2713014C1 true RU2713014C1 (en) | 2020-02-03 |
Family
ID=69625413
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019106101A RU2713014C1 (en) | 2019-03-04 | 2019-03-04 | Development method of ultraviscous oil deposit by wells with "smart" perforation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2713014C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115217452A (en) * | 2021-04-20 | 2022-10-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | Interbed steam flooding perforation method |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2066308C1 (en) * | 1990-04-25 | 1996-09-10 | Сольвей Интерокс ГмбХ | Process for preparing solution containing alkyl tetrahydroantrahydroquinone |
| US6942033B2 (en) * | 2002-12-19 | 2005-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Optimizing charge phasing of a perforating gun |
| RU2285789C1 (en) * | 2005-10-21 | 2006-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2459935C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multi-site oil deposit development method |
| RU2485291C1 (en) * | 2012-01-11 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of productive formation with low-permeability section |
| RU2513484C1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation |
-
2019
- 2019-03-04 RU RU2019106101A patent/RU2713014C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2066308C1 (en) * | 1990-04-25 | 1996-09-10 | Сольвей Интерокс ГмбХ | Process for preparing solution containing alkyl tetrahydroantrahydroquinone |
| US6942033B2 (en) * | 2002-12-19 | 2005-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Optimizing charge phasing of a perforating gun |
| RU2285789C1 (en) * | 2005-10-21 | 2006-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2459935C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multi-site oil deposit development method |
| RU2485291C1 (en) * | 2012-01-11 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of productive formation with low-permeability section |
| RU2513484C1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115217452A (en) * | 2021-04-20 | 2022-10-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | Interbed steam flooding perforation method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Crespo et al. | Proppant distribution in multistage hydraulic fractured wells: a large-scale inside-casing investigation | |
| EP2255067B1 (en) | Geothermal circulation system | |
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| CN111236906B (en) | Method for improving fracture complexity through normal-pressure or deep shale gas main fracture deep plugging | |
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| RU2561420C1 (en) | Hydraulic fracturing technique in two parallel horizontal boreholes | |
| US10174602B2 (en) | Flow conditioning openings | |
| RU2513484C1 (en) | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2713014C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit by wells with "smart" perforation | |
| CN109403957B (en) | High-pressure formation pressure acquisition method | |
| RU2616052C1 (en) | Method development of shaly carbonate oil pays | |
| RU2443855C1 (en) | Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity | |
| Quintero et al. | Dynamics of Multiphase Flow Regimes in Toe-Up and Toe-Down Horizontal Wells | |
| RU2713023C1 (en) | Method of bitumen deposit development with horizontal wells with distributed perforation | |
| RU2560763C1 (en) | Method to open and develop multipay field with low poroperm reservoirs | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| Carpenter | Extreme limited-entry perforating enhances Bakken completions | |
| RU2592931C1 (en) | Method for development of carbonate reservoir by periodic acid treatment | |
| CN114183117A (en) | Sand adding method for multilayer sandstone bottom water gas reservoir and application thereof | |
| RU2605860C1 (en) | Method of developing oil deposit by horizontal wells | |
| RU2616016C1 (en) | Recovery method for solid carbonate reservoirs | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2738145C1 (en) | Development method of powerful low-permeability oil deposit | |
| RU2779704C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2580671C1 (en) | Procedure for development of multi-pay oil deposits |