RU2724707C1 - Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil - Google Patents
Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil Download PDFInfo
- Publication number
- RU2724707C1 RU2724707C1 RU2020100759A RU2020100759A RU2724707C1 RU 2724707 C1 RU2724707 C1 RU 2724707C1 RU 2020100759 A RU2020100759 A RU 2020100759A RU 2020100759 A RU2020100759 A RU 2020100759A RU 2724707 C1 RU2724707 C1 RU 2724707C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- steam
- injection
- horizontal
- wells
- Prior art date
Links
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 98
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 98
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 72
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 24
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims abstract description 10
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 10
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 7
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 4
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims description 4
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 4
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 9
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 abstract description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 4
- 238000011160 research Methods 0.000 abstract description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 2
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 abstract 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 abstract 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 33
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 13
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 7
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 5
- 244000309464 bull Species 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000004861 thermometry 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
-
- 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
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
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)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity and bitumen oil.
Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU № 2340768, МПК Е21В43/24, опубл. 10.12.2008, бюл. № 34), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, при этом прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).A known method of developing a field of heavy oil or bitumen using double-well horizontal wells (patent RU No. 2340768, IPC Е21В43 / 24, publ. 10.12.2008, bull. No. 34), including the injection of coolant through a double-well horizontal injection well, heating the reservoir with the creation the steam chamber and the selection of products through a two-well horizontal production well, while the productive formation is heated by injecting steam into both wells, the inter-well zone of the formation is heated, the viscosity of oil or bitumen is reduced, and the steam chamber is created by pumping coolant with the possibility of penetrating the latter to the top of the producing formation and increasing the size of the steam chamber during the product selection process, in which thermograms of the steam chamber are taken, the state of its heating is analyzed for uniform heating and the presence of temperature peaks, and taking into account the obtained thermograms, the steam chamber is uniformly heated by changing the filtration direction and and / or modes of coolant injection and product selection, while the volume of coolant pumped through the mouth of the injection well and / or product selection through the mouth of the producing well is changed in the ratio,%: (10-90) :( 90-10).
Недостатком этого способа являются высокие материальные и энергетические затраты на строительство двухустьевых горизонтальных скважин, связанные с необходимостью добуривания, обсаживания, цементирования и обустройства второго устья.The disadvantage of this method is the high material and energy costs for the construction of double-mouth horizontal wells associated with the need for drilling, casing, cementing and arrangement of the second wellhead.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин (патент RU № 2663526, МПК Е21В 43/24, Е21В 7/04, Е21В 47/06 опубл. 07.08.2018, бюл. № 22), включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину одной или двух колонн НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой необходимого для прогрева межскважинного пространства залежи с созданием гидродинамической связи объема пара, выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины, проведение термобарометрических измерений посредством геофизических исследований в добывающей скважине, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют зоны с экстремальными температурами, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, размещение спускаемого на колонне НКТ электроцентробежного насоса, оснащенного на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконного кабеля по всей длине фильтра, в дальнейшем ведение закачки пара через нагнетательную скважину и отбор продукции электроцентробежным насосом в добывающей скважине, отличающийся тем, что осуществляют первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой расчетного объема высокотемпературного пара в добывающую скважину, а исследования добывающей скважины осуществляют после термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины ниже предельной температуры для насоса, который устанавливают в переходной зоне с температурой между большим и меньшим прогревом, в ходе эксплуатации насоса производят мониторинг температур по длине добывающей скважины и на входе насоса, при достижении в зоне размещения насоса температуры, близкой к предельной для работы насоса, его перемещают в близлежащую зону, соответствующую условиям установки насоса, при этом точки подачи пара в нагнетательной скважине и точку отбора в добывающей скважине размещают со смещением по горизонтали не менее чем 10 м во избежание прорывов пара.A known method of developing a highly viscous oil reservoir using paired horizontal wells (patent RU No. 2663526, IPC ЕВВ 43/24, ЕВВ 7/04, Е21В 47/06 publ. 08/08/2018, bull. No. 22), including the construction of a horizontal reservoir in the reservoir an injection well and a production well located lower and parallel to the injection well, descent into the injection well of two tubing strings of different diameters with ends placed at different intervals of the horizontal wellbore, lowering one or two tubing strings into the production well with a displacement of the end or horizontal ends relative to the ends of the tubing of the injection well by at least 10 m, initial heating of the reservoir by injection of the reservoir necessary for heating the inter-well space with the creation of a hydrodynamic connection of the steam volume, exposure for thermocapillary impregnation and cooling of the wellbore, thermobarometric measurements through geophysical studies in the producing well, according to the results of which zones with extreme temperatures are identified in the horizontal well of the producing well, and among the identified zones, a zone with a change in the angle of curvature gain of not more than 2 degrees by 10 m, placement of an electric centrifugal pump launched on the tubing string equipped with temperature sensors for reception and pressure and fiber optic cable along the entire length of the filter, subsequently conducting steam injection through the injection well and selecting products by an electric centrifugal pump in the producing well, characterized in that the initial formation is heated by pumping the calculated volume of high-temperature steam into the producing well, and the producing well is investigated after thermocapillary impregnation and cooling of the wellbore below the temperature limit for the pump, which is installed in the transition zone with a temperature between greater and lesser warming, during operation of the pump, temperature monitoring is performed for in the production well and at the pump inlet, when the temperature in the pump placement zone is close to the limit for the pump to work, it is moved to a nearby area that meets the pump installation conditions, while the steam supply points in the injection well and the selection point in the production well are placed horizontal displacement of at least 10 m to avoid steam breakthroughs.
Недостатками способа являются отсутствие учета вязкости нефти залежи при определении планового объема пара при освоении.The disadvantages of the method are the lack of accounting for the viscosity of the oil deposits in determining the planned volume of steam during development.
Известен способ разработки нефтебитумной залежи (патент RU № 2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.11.2006, бюл. №32), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, при этом выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.A known method for the development of oil bitumen deposits (patent RU No. 2287677, IPC ЕВВ 43/24, published on November 20, 2006, bull. No. 32), including the construction of a producing double-well horizontal well and production selection, while an injection is being built parallel to it above the producing double-well horizontal well two-well horizontal well, create a permeable zone between the wells by injecting water vapor into both wells, after creating the permeable zone, steam is supplied only to the two-well horizontal injection well, and products are taken from the producing two-well horizontal well, the degree of dryness of the injected steam is periodically alternated, initially steam with a high degree of dryness is injected to increase the injectivity of the injection double-well horizontal well and the proportion of steam in the selected product, and then steam with a low degree of dryness is pumped, the volume of which is determined by the increase in the injection pressure, which is maintained not exceeding the opening pressure the formation of vertical cracks, and the products are selected along the producing two-mouth horizontal well until the full production of the reservoir.
Недостатками данного способа являются высокие материальные и энергетические затраты на строительство двухустьевых горизонтальных скважин, связанные с необходимостью добуривания, обсаживания, цементирования и обустройства второго устья, отсутствие контроля состояния прогрева горизонтального ствола добывающей скважины, что может привести к прорывам пара к насосу и к неравномерному прогреву, и использование свабного насоса, который имеет ряд недостатков (низкая производительность, высокий износ сваба и резиновых уплотнителей, необходимость нахождения подъемника и бригады подземного ремонта на устье добывающей скважины).The disadvantages of this method are the high material and energy costs for the construction of double-mouth horizontal wells associated with the need for drilling, casing, cementing and arranging a second wellhead, the lack of monitoring of the state of heating of the horizontal well of the producing well, which can lead to steam breakthroughs to the pump and to uneven heating, and the use of a swab pump, which has several disadvantages (low productivity, high wear of the swab and rubber seals, the need to find a lift and an underground repair team at the mouth of the producing well).
Наиболее близким является способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2663527, МПК Е21В43/24, 47/00, опубл. 07.08.2018, бюл. № 22), включающий строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважины, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, причем после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину, а из добывающей горизонтальной скважины отбирают продукцию. В горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра – в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %, а для закачки пара в добывающей скважине размещают одну или две колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, в обе скважины закачивают объем пара, рассчитываемый по формуле:The closest is the method of developing paired horizontal wells producing highly viscous oil (patent RU No. 2663527, IPC Е21В43 / 24, 47/00, publ. 08/07/2018, bull. No. 22), which includes the construction of horizontal production wells and injection wells located above and parallel to the producing well, creating a permeable zone between the wells by injecting water vapor into both wells, and after creating the permeable zone, steam is supplied only to the horizontal injection well, and products are taken from the horizontal producing well. In the horizontal well of the injection well, geophysical studies are carried out to determine the oil saturation along the horizontal well, after which two columns of tubing are placed in the injection well - tubing, with the end of the smaller diameter column at the beginning of the horizontal well and the end of the larger diameter in the zone with an oil saturation of more than 60%, and for injection of steam in the production well, one or two tubing columns are placed with a horizontal end or ends offset relative to the ends of the tubing of the injection well by at least 10 m, the steam volume is calculated into both wells, calculated by the formula:
где V – объем закачиваемого пара в горизонтальную скважину, т;where V is the volume of injected steam into a horizontal well, t;
Lф – длина фильтровой части добывающей скважины, м; Lf - length of the filter part of the producing well, m;
m – коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины, т/м, m is the coefficient of steam consumption per linear meter of the filter part of the horizontal well, t / m,
после окончания закачки расчетного объема пара, скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, по результатам геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ электроцентробежный насос, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра, далее возобновляют закачку пара через нагнетательную скважину, а отбор продукции электроцентробежным насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме электроцентробежного насоса для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины, причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы, после стабилизации температуры на входе насоса равной максимально допустимой по условиям работы, насос переводят на постоянный режим работы.after the calculated steam volume has been pumped in, the wells are stopped for exposure to thermocapillary impregnation and cooling of the production well’s well, in which thermobarometric measurements are carried out by means of geophysical studies, according to the results of geophysical studies in the horizontal well of the producing well, transition zones with a temperature between greater and lesser heating are detected, and among the identified zones, determine the zone with a change in the angle of curvature gain of not more than 2 degrees by 10 m, in which an electric centrifugal pump, which is lowered on the tubing string and equipped with temperature and pressure sensors and an optical fiber cable along the entire length of the filter, is placed at the receiving end, then steam injection through the injection well is resumed and the selection of products by an electric centrifugal pump is carried out by taking a thermogram along the wellbore by means of a fiber optic cable and measuring the temperature at the receiving of an electric centrifugal pump to control the uniform heating process for of a borehole, and when the temperature of the liquid drops below the maximum allowable at the pump inlet, steam injection through the injection well is increased, and when the temperature at the pump inlet is increased, steam injection through the injection well is reduced and / or the pump is put into periodic operation, after stabilization of the temperature at the pump inlet equal to the maximum allowable under operating conditions, the pump is transferred to a constant mode of operation.
При длине фильтровой части добывающей скважины менее 700 м в нее спускают одну колонну НКТ, причем коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины составляет для нагнетательной скважины - 8,3 т/м и для добывающей скважины - 6,6 т/м, а суточная закачка пара в нагнетательную скважину составляет 100 т/сут, а в добывающую скважину – 80 т/сут.When the length of the filter part of the production well is less than 700 m, one tubing string is lowered into it, and the steam flow rate per linear meter of the filter part of the horizontal well is 8.3 t / m for the injection well and 6.6 t / m for the production well and the daily injection of steam into the injection well is 100 tons / day, and into the production well - 80 tons / day.
При длине фильтровой части добывающей скважины более 700 м в нее спускают две колонны НКТ, причем коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины составляет для нагнетательной скважины - 8,6 т/м и для добывающей скважин - 6,4 т/м, а суточная закачка пара в нагнетательную скважину составляет 160 т/сут, а в добывающую скважину – 120 т/сут.When the length of the filter part of the production well is more than 700 m, two tubing string are lowered into it, and the steam flow rate per linear meter of the filter part of the horizontal well is 8.6 t / m for the injection well and 6.4 t / m for the production well and the daily injection of steam into the injection well is 160 tons / day, and into the production well - 120 tons / day.
Недостатками вышеуказанного способа являются высокие эксплуатационные затраты при освоении пары скважин закачкой пара, снижение приемистости горизонтальных скважин вследствие увеличения пластового давления залежи, вынужденное продолжительное ожидание перераспределения тепла в пласте после проведения освоения для проведения термометрии и дальнейшего спуска глубинно-насосного оборудования, отсутствие учета вязкости нефти залежи при определении планового объема пара при освоении, невозможность проведения геофизических исследований скважин и внедрения насосного оборудования вследствие повышения пластового давления и риска нефтегазоводопроявлений.The disadvantages of the above method are the high operating costs for the development of a pair of wells by steam injection, a decrease in the injectivity of horizontal wells due to an increase in the reservoir pressure of the reservoir, a forced long wait for the redistribution of heat in the reservoir after the development for thermometry and further descent of the pumping equipment, lack of consideration of the viscosity of the oil reservoir in determining the planned volume of steam during development, the impossibility of conducting geophysical research of wells and the introduction of pumping equipment due to increased reservoir pressure and the risk of oil and gas occurrences.
Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение эффективности разработки парных горизонтальных скважин, получение дополнительной добычи нефти за счет ускорения перевода добывающих скважин на режим отбора продукции, сокращение эксплуатационных затрат при освоении пары горизонтальных скважин закачкой пара, сокращение периода ожидания для проведения исследований и внедрения глубинного оборудования, снижение риска нефтегазоводопроявлений вследствие чрезмерного роста пластового давления.The technical objectives of the proposed method are to increase the efficiency of the development of paired horizontal wells, obtaining additional oil production by accelerating the transfer of production wells to the production selection mode, reducing operating costs when developing a pair of horizontal wells by steam injection, reducing the waiting period for research and the introduction of downhole equipment, reducing the risk of oil and gas manifestations due to excessive growth in reservoir pressure.
Технические задачи решаются способом разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающим строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, причем после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину, а из добывающей горизонтальной скважины отбирают продукцию, в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра – в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %, а для закачки пара в добывающей скважине размещают одну или две колонны НКТ, в обе скважины закачивают расчетный объем пара, после окончания закачки расчетного объема пара, скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, по результатам геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, устанавливают спускаемый на колонне НКТ насос, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра, далее возобновляют закачку пара через нагнетательную скважину, а отбор продукции насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины, причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы, после стабилизации температуры на входе насоса равной максимально допустимой по условиям работы, насос переводят на постоянный режим работы.The technical problems are solved by the method of developing paired horizontal wells producing highly viscous oil, including the construction of a horizontal producing well and an injection well located above and parallel to the producing well, creating a permeable zone between the wells by injecting water vapor into both wells, and after creating the permeable zone, steam is supplied only in the horizontal injection well, and products are taken from the horizontal production well, geophysical studies are carried out in the horizontal well of the injection well to determine the oil saturation along the horizontal well, after which two columns of tubing are placed in the injection well, the tubing end, with a smaller diameter they are placed at the beginning of a horizontal wellbore, and the end of a larger diameter column is located in an area with oil saturation of more than 60%, and for injection of steam one or two tubing strings are placed in a production well, in both wells they calculate the calculated volume of steam, after the injection of the calculated volume of steam is completed, the wells are shut off for thermocapillary impregnation and cooling of the wellbore, where thermobarometric measurements are carried out by means of geophysical studies, according to the results of geophysical studies in the horizontal well of the producing well, transition zones with a temperature between large and with less warming up, a pump is launched at the tubing string equipped with temperature and pressure sensors and a fiber optic cable along the entire length of the filter, then steam is pumped back through the injection well, and the product is sampled with the thermogram taken along the well bore using the fiber optic cable and measuring the temperature at the pump inlet to control the process of uniform heating of the producing well, and when the temperature of the liquid drops below the maximum allowable at the pump inlet, steam injection through a non-producing well, and when the temperature at the inlet of the pump rises, steam injection through the injection well is reduced and / or the pump is put into periodic operation, after stabilization of the temperature at the inlet of the pump equal to the maximum allowable under operating conditions, the pump is switched to a constant mode of operation.
Новым является то, что до строительства горизонтальных скважин бурят геолого-разведочные скважины для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи, далее через них производят опробование залежи и при получении притока нефти проводят ее физико-химический анализ, определяют вязкость нефти в пластовых условиях, далее в зависимости от значения вязкости применяют поправочный коэффициент α к формуле расчета объема пара, при размещении в добывающей скважине одной или двух колонн НКТ смещают конец или концы по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 20 м, перед закачкой пара производят замер начального уровня жидкости и начального давления в затрубном пространстве горизонтальных скважин, в обе скважины закачивают объем пара, рассчитываемый по формуле:The new one is that before the construction of horizontal wells, exploration wells are drilled to outline the oil-saturated reservoir and assess the potential for industrial development of the reservoir, then the reservoir is tested through them and when an oil influx is received, its physical and chemical analysis is carried out, the viscosity of the oil is determined under reservoir conditions, then, depending on the viscosity value, the correction coefficient α is applied to the formula for calculating the volume of steam, when one or two tubing columns are placed in the production well, the end or ends are horizontally shifted relative to the ends of the tubing of the injection well by at least 20 m, before the steam is injected, the initial the liquid level and the initial pressure in the annulus of horizontal wells, a volume of steam is pumped into both wells, calculated by the formula:
V=Lф*m* α,V = Lph * m * α,
где V – объем закачиваемого пара в горизонтальную скважину, т;where V is the volume of injected steam into a horizontal well, t;
Lф – длина фильтровой части добывающей скважины, м;Lf - length of the filter part of the producing well, m;
m – коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины, т/м;m - coefficient of steam consumption per linear meter of the filter part of a horizontal well, t / m;
α – поправочный коэффициент, учитывающий вязкость нефти в пластовых условиях,α is a correction factor that takes into account the viscosity of oil in reservoir conditions,
во время закачки расчетного объема пара в горизонтальные скважины два раза в неделю проводят замеры уровней жидкости и давления в затрубном пространстве, отслеживают динамику их изменения, при превышении давления в затрубном пространстве выше значения 0,666*Рдоп, где Рдоп - допустимое давление сохранения целостности покрышки нефтенасыщенной залежи, останавливают освоение горизонтальных скважин закачкой пара и переводят скважины для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, по результатам геофизических исследований дополнительно определяют распределение температур вдоль горизонтального ствола добывающей скважины, при наличии участков прогрева с температурой более 120 °С в интервале 300 м от начала фильтровой зоны в эксплуатационной колонне устанавливают насос за 20 м до фильтровой части, при отсутствии участков прогрева с температурой более 120 °С в интервале 300 м от начала фильтровой зоны в эксплуатационной колонне устанавливают насос за 20 м до фильтровой части с использованием трубы-хвостовика.during the injection of the calculated volume of steam into horizontal wells twice a week, measurements of fluid levels and pressure in the annulus are carried out, their dynamics is monitored, when the pressure in the annulus is exceeded above 0.666 * Rdop, where Rdop is the permissible pressure of maintaining the integrity of the oil-saturated reservoir cover they stop the development of horizontal wells by steam injection and transfer the wells for thermocapillary impregnation and cooling of the wellbore, in which thermobarometric measurements are carried out by means of geophysical studies, according to the results of geophysical studies, the temperature distribution along the horizontal well of the producing well is additionally determined, if there are heating sections with a temperature of more than 120 ° C in the range of 300 m from the beginning of the filter zone in the production casing install a pump 20 m before the filter part, in the absence of heating sections with a temperature of more than 120 ° C in the range of 300 m from the beginning and the filter zone in the production casing install a pump 20 m before the filter part using a pipe-shank.
На фиг. 1 показана схема расположения парных горизонтальных скважин для организации закачки теплоносителя с наличием одной колонны НКТ в добывающей скважине.In FIG. 1 shows the layout of paired horizontal wells for organizing the injection of coolant with the presence of one tubing string in the producing well.
На фиг. 2 показана схема расположения парных горизонтальных скважин для организации закачки теплоносителя с наличием двух колонн НКТ в добывающей скважине (при длине горизонтальной части более 700 м).In FIG. Figure 2 shows the arrangement of paired horizontal wells for organizing the injection of a coolant with the presence of two tubing strings in the producing well (with a horizontal part longer than 700 m).
На фиг. 3 показана схема расположения парных горизонтальных скважин для организации отбора продукции из добывающей скважины погружным насосом и закачки теплоносителя через нагнетательную скважину.In FIG. Figure 3 shows the layout of paired horizontal wells for organizing the selection of products from a production well by a submersible pump and pumping coolant through an injection well.
Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, осуществляют следующим образом. До строительства в продуктивном пласте 1 (фиг. 1, 2 и 3) горизонтальных добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3 бурят геологоразведочные (оценочные) скважины (на фиг. 1-3 не показаны) для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи. Далее через них производят опробование залежи и при получении притока нефти проводят ее физико-химический анализ. Определяют вязкость нефти в пластовых условиях, далее в зависимости от значения вязкости применяют поправочный коэффициент α (см. таблицу) к формуле расчета объема закачиваемого пара. A method for developing paired horizontal wells producing highly viscous oil is as follows. Prior to the construction of a
Таблица. Значения поправочного коэффициента.Table. Values of the correction factor.
Осуществляют строительство в продуктивном пласте 1 (фиг. 1, 2 и 3) горизонтальных добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине 2, создание проницаемой зоны между скважинами 2 и 3 за счет нагнетания водяного пара в обе скважины 2 и 3. После создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину 3, а из добывающей горизонтальной скважины 2 отбирают продукцию насосом 4 (фиг. 3). В горизонтальном стволе нагнетательной скважины 3 (фиг. 1 и 2) проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола скважины 3, после чего в нагнетательной скважине 3 размещают две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ 5 и 6, при этом конец колонны меньшего диаметра 5 располагают в начале горизонтального ствола, в эксплуатационной колонне 7, а конец колонны большего диаметра 6 – в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %, в фильтровой части (в зоне щелевого фильтра) 8. Для закачки пара в добывающей скважине 2 размещают одну 9 (фиг. 1) или две 10 (фиг. 2) и 11 колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ 5 и 6 нагнетательной скважины 3 не менее чем на 20 м для обеспечения более равномерного прогрева пласта 1. При длине фильтровой части 12 (фиг. 1) добывающей скважины 2 менее 700 м в нее спускают одну колонну НКТ 9, причем коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части 8 и 12 горизонтальной скважины составляет для нагнетательной скважины - 8,3 т/м и для добывающей скважины - 6,6 т/м, а суточная закачка пара в нагнетательную скважину составляет 100 т/сут, а в добывающую скважину – 80 т/сут. А при длине фильтровой части 12 (фиг. 2) добывающей скважины 2 более 700 м – две колонны НКТ 10 и 11, причем коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части 8 и 12 горизонтальной скважины составляет для нагнетательной скважины - 8,6 т/м и для добывающей скважин - 6,4 т/м, а суточная закачка пара в нагнетательную скважину составляет 160 т/сут, а в добывающую скважину – 120 т/сут.Construction is carried out in the reservoir 1 (Fig. 1, 2 and 3) of a
Перед закачкой пара производят замер начального уровня жидкости и начального давления в затрубном пространстве горизонтальных скважин.Before steam injection, the initial liquid level and initial pressure in the annulus of horizontal wells are measured.
Далее в добывающую скважину 2 (фиг. 1 и 2) и нагнетательную скважину 3 закачивают объем пара V, рассчитываемый по формуле:Next, in the production well 2 (Fig. 1 and 2) and injection well 3 pump the volume of steam V, calculated by the formula:
где V – объем закачиваемого пара в горизонтальную скважину 2 или 3, т;where V is the volume of injected steam into a
Lф – длина фильтровой части добывающей скважины 2, м; Lf - length of the filter part of the producing well 2, m;
m – коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части 8 и 12 горизонтальной скважины 2 или 3, т/м; m is the coefficient of steam consumption per linear meter of the
α – поправочный коэффициент, учитывающий вязкость нефти в пластовых условиях,α is a correction factor that takes into account the viscosity of oil in reservoir conditions,
Во время закачки пара в горизонтальные скважины 2 и 3 (см. фиг. 1-3) два раза в неделю проводят замеры уровней жидкости и давления в затрубном пространстве, отслеживают динамику их изменения. При превышении давления в затрубном пространстве выше значения 0,666*Рдоп,During the injection of steam into
где Рдоп - допустимое давление сохранения целостности покрышки нефтенасыщенной залежи, определяемое по формуле:where Rdop - allowable pressure to maintain the integrity of the tires of oil-saturated deposits, determined by the formula:
Рдоп=Ргидр*0,8,Rdop = Rhydr * 0.8,
где Ргидр - гидростатическое давление столба воды, равно:where Rhydr is the hydrostatic pressure of a column of water, equal to:
Ргидр=р*g*Н,Rhydr = p * g * H,
где р - плотность воды 1000 кг/м3; where p is the density of water 1000 kg / m 3 ;
g - ускорение свободного падения 9,81м/с2;g - gravity acceleration 9.81m / s 2 ;
Н - глубина залегания кровли залежи,N - the depth of the roof of the deposits,
останавливают освоение горизонтальных скважин 2 и 3 закачкой пара и переводят скважины для термокапиллярной пропитки для перераспределения энергии закачанного агента и давления и остывания ствола добывающей скважины 2, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований.they stop the development of
По результатам геофизических исследований дополнительно определяют распределение температур вдоль горизонтального ствола добывающей скважины 2. При наличии участков прогрева с температурой более 120°С в интервале 300 м от начала фильтровой части 12 (фиг. 3), в эксплуатационной колонне 13 устанавливают насос 4 за 20 м до фильтровой части 12. При отсутствии участков прогрева с температурой более 120°С в интервале 300 м от начала фильтровой части 12, в эксплуатационной колонне 13 устанавливают насос 4 за 20 м до фильтровой части 12 с использованием трубы-хвостовика 14 от насоса 4 до переходной зоны, определяемой как зона с температурой между большим и меньшим прогревом вдоль горизонтального ствола скважины 2, а также прокладывают оптоволоконный кабель (на фиг. 1-3 не показан) по всей длине фильтровой части 12. Насос 4 (фиг. 3) устанавливают в эксплуатационной колонне 13 для нивелирования влияния высокой температуры на работоспособность насоса 4 и оснащают на приеме датчиками температуры и давления.According to the results of geophysical studies, the temperature distribution along the horizontal well of
Далее возобновляют закачку пара через нагнетательную скважину 3, а отбор продукции насосом 4 проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2 посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса 4 для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины 2, причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса 4 увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину 3, а при повышении температуры на входе насоса 4 снижают закачку пара через нагнетательную скважину 3 и/или переводят насос 4 в периодический режим работы. После стабилизации температуры на входе насоса 4 равной максимально допустимой по условиям работы, насос 4 переводят на постоянный режим работы.Then, steam injection is resumed through injection well 3, and the selection of products by
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
Производят опробования через контрольные скважины (27012-27013) в нефтенасыщенном пласте 1 (фиг. 1 и 2), проводят исследования проб нефти и определяют вязкость нефти, которая составляет 27000 мПа*с (при 8°С начальной пластовой температуры), глубина кровли нефтенасыщенного пласта 175 м, допустимое давление закачки на устье – 14 атм. На месторождении производят строительство пары одноустьевых горизонтальных скважин 2 и 3. Нагнетательная скважина 3 с горизонтальным стволом длиной 893 м на глубине 184 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол скважины 3 обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром с образованием фильтровой части 8. Добывающая скважина 2 с горизонтальным стволом длиной 890 м на глубине 189 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена колонной с щелями - щелевым фильтром с образованием фильтровой части 12. В горизонтальном стволе нагнетательной скважины 3 проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола скважины 3, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ 5 и 6. В нагнетательной скважине 3 конец первой колонны НКТ 5 диаметром 60 мм на глубину 415 м, конец второй колонны НКТ 6 диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола на глубину 1180 м. В добывающей скважине 2 (фиг. 2) конец первой колонны НКТ 10 диаметром 60 мм спускают на глубину 430 м, конец второй колонны НКТ 11 диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола на глубину 1115 м, причем концы колонн 10 и 11 разнесены по горизонтали на 27 м и 67 м от колонн 5 и 6, соответственно. До начала освоением закачкой пара проводят замер начального уровня жидкости и давления в затрубном пространстве скважин (в нагнетательной скважине значения уровня жидкости и давления составили 75 м и 1 атм, в добывающей – 72 м и 1 атм). Далее закачивают пар расчетного объема для освоения и создания гидродинамической связи между парой скважин 2 и 3 с коэффициентом расхода пара (m) на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины 2 или 3 для нагнетательной скважины 3 - 8,6 т/м и для добывающей скважины 2 - 6,4 т/м и с суточным расходом 160 т/сут для нагнетательной скважины 3 и 120 т/сут для добывающей скважины 2, при этом по результатам исследования вязкости нефти при пластовой температуре к расчетному объему пара для освоения применяют поправочный коэффициент α, равный 0,96. Плановый объем пара для добывающей скважины составил – 5468 т, для нагнетательной – 7273 т. Вследствие ограниченной приемистости расход пара для нагнетательной скважины составил 80 т/сут, добывающей 65 т/сут. Два раза в неделю проводят замеры уровня жидкости и давления через затрубное пространство скважин, через 4 недели освоения уровень жидкости в скважинах достиг устья и избыточное давление составило 2 атм, а через 6 недель - до 9,5 атм, после чего было принято решение о прекращении освоения пары скважин и переводе на термокапиллярую пропитку, объем закачанного пара составил 2730 т пара для добывающей скважины и 3250 т для нагнетательной. Через 6 суток из добывающей скважины 2 извлекают две колонны НКТ 10 и 11 и проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. В горизонтальном стволе добывающей скважины 2 определяют распределение температур вдоль горизонтального ствола добывающей скважины 2. По результатам определили в пределах 300 м от начала фильтровой части 12 имелся температурный пик, равный 135°С. Таким образом, было принято решение об установке насоса 4 (фиг. 3) марки ЭЦНАИ5-125-400 в эксплуатационной колонне 13 без трубы-хвостовика 14 на глубине 415 м (за 20 м до фильтровой части) с прокладкой оптоволоконного кабеля вдоль всей длины скважины 2. При отсутствии участков прогрева с температурой более 120 °С в интервале 300 м от начала фильтровой части 12, в эксплуатационной колонне 13 устанавливают насос 4 за 20 м до фильтровой части 12 с использованием трубы-хвостовика 14 от насоса 4 до переходной зоны. Информация по кабелю передается на устье скважины 2.Tests are carried out through control wells (27012-27013) in oil-saturated formation 1 (Figs. 1 and 2), oil samples are studied and the viscosity of oil is determined, which is 27000 mPa * s (at 8 ° С of the initial formation temperature), the depth of the roof of oil-saturated formation 175 m, allowable injection pressure at the mouth - 14 atm. A pair of single-mouth
Закачивают пар через нагнетательную скважину 3 примерно 110 т/сут и отбирают пластовую продукцию посредством электроцентробежного насоса 4 через добывающую скважину 2. Снимают термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2 и замеряют температуру и давление на приеме электроцентробежного насоса 4.Steam is pumped through an injection well 3 of about 110 t / day and the formation products are taken by means of an electric
Допустимая температура на приеме данного электроцентробежного насоса 4 составляет 122,7 °С. Температура на приеме электроцентробежного насоса составляет 105,9 °С. При такой температуре эксплуатируют насос 4 в постоянном режиме. Увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину 3 примерно на 20 %.The permissible temperature at the reception of this electric
При температуре в районе электроцентробежного насоса 4 более 120 °С переводят насос 4 в периодический режим работы 60/20 (20 мин эксплуатации/20 мин бездействия и т.д.) и снижают закачку пара в нагнетательной скважине 3 примерно на 10 %.When the temperature in the region of the electric
Добиваются постоянного режима работы электроцентробежного насоса 4 с необходимым расходом для поддержания температуры жидкости на приеме электроцентробежного насоса 4 близкой, но не более 122,7 °С. Плановый дебит по нефти был получен через 2,5 месяца и достиг 15 т/сут, что соразмерно с аналогичными скважинами, где был закачан весь плановый объем пара при освоении.Achieve a constant mode of operation of the electric
Предлагаемый способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, повышает эффективность разработки парных горизонтальных скважин, позволяет получить дополнительную добычу нефти за счет ускорения перевода добывающих скважин на режим отбора продукции, сокращает эксплуатационные затраты при освоении пары горизонтальных скважин закачкой пара, сокращает период ожидания для проведения исследований и внедрения глубинного оборудования, снижает риск нефтегазоводопроявлений вследствие чрезмерного роста пластового давления.The proposed method for the development of paired horizontal wells producing highly viscous oil, increases the efficiency of the development of paired horizontal wells, allows for additional oil production by accelerating the transfer of production wells to the production selection mode, reduces operating costs when developing a pair of horizontal wells by steam injection, and shortens the waiting period for research and implementation of downhole equipment, reduces the risk of oil and gas occurrences due to excessive growth of reservoir pressure.
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020100759A RU2724707C1 (en) | 2020-01-14 | 2020-01-14 | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020100759A RU2724707C1 (en) | 2020-01-14 | 2020-01-14 | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2724707C1 true RU2724707C1 (en) | 2020-06-25 |
Family
ID=71136069
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020100759A RU2724707C1 (en) | 2020-01-14 | 2020-01-14 | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2724707C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2754140C1 (en) * | 2021-02-02 | 2021-08-30 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН) | Method for developing deposits of extra-heavy oil or natural bitumen |
| RU2779868C1 (en) * | 2022-03-25 | 2022-09-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity or bituminous oil deposits using paired horizontal wells |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2118451C1 (en) * | 1996-12-30 | 1998-08-27 | Открытое акционерное общество Научно-техническая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "Нефтеотдача" | Method for development of paraffined oil deposit |
| US20110171049A1 (en) * | 2010-01-11 | 2011-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Steam Driven Pump for SAGD System |
| RU2441145C1 (en) * | 2010-11-22 | 2012-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing oil deposit with several oil accumulations located one above another |
| US9482081B2 (en) * | 2010-08-23 | 2016-11-01 | Schlumberger Technology Corporation | Method for preheating an oil-saturated formation |
| RU2663526C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells |
| RU2663527C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil |
-
2020
- 2020-01-14 RU RU2020100759A patent/RU2724707C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2118451C1 (en) * | 1996-12-30 | 1998-08-27 | Открытое акционерное общество Научно-техническая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "Нефтеотдача" | Method for development of paraffined oil deposit |
| US20110171049A1 (en) * | 2010-01-11 | 2011-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Steam Driven Pump for SAGD System |
| US9482081B2 (en) * | 2010-08-23 | 2016-11-01 | Schlumberger Technology Corporation | Method for preheating an oil-saturated formation |
| RU2441145C1 (en) * | 2010-11-22 | 2012-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing oil deposit with several oil accumulations located one above another |
| RU2663526C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells |
| RU2663527C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| НАЗАРОВА Л.Н., Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, Москва, РГУНГ, 2011, с.53-67. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2754140C1 (en) * | 2021-02-02 | 2021-08-30 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН) | Method for developing deposits of extra-heavy oil or natural bitumen |
| RU2779868C1 (en) * | 2022-03-25 | 2022-09-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity or bituminous oil deposits using paired horizontal wells |
| RU2813871C1 (en) * | 2023-10-04 | 2024-02-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| RU2287677C1 (en) | Method for extracting oil-bitumen deposit | |
| RU2663527C1 (en) | Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil | |
| RU2305762C1 (en) | Method for viscous oil or bitumen deposit field development | |
| RU2584437C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2663528C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2678738C1 (en) | Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method | |
| RU2724707C1 (en) | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil | |
| RU2694317C1 (en) | Method of completion and development of steam horizontal wells producing high-viscosity oil | |
| RU2543848C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with controlled product extraction from horizontal wells | |
| RU2657307C1 (en) | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2803327C1 (en) | Method for operating a pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2690588C2 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2733251C1 (en) | Method of operation of pair of wells producing high-viscosity oil, with injection stop | |
| RU2784700C1 (en) | Method for developing paired horizontal wells producing high-viscosity oil | |
| RU2673825C1 (en) | Method for developing of reservoir of super-viscous oil or bitumen under thermal exposure | |
| RU2731777C1 (en) | Method of determining temperature distribution in an oil well which produces super-viscous oil | |
| RU2693055C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2776549C1 (en) | Method for developing a deposit of high-viscosity oil or bitumen with the control of the development of a steam chamber in observation wells | |
| RU2744609C1 (en) | Method for operating a pair of wells for producing high-viscosity oil | |
| RU2795283C1 (en) | Method for developing superviscous oil deposits | |
| RU2695478C1 (en) | Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2752641C2 (en) | Method for operating pair of wells for production of high-viscosity oil | |
| RU2779868C1 (en) | Method for developing high-viscosity or bituminous oil deposits using paired horizontal wells |