RU2752641C2 - Способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти - Google Patents
Способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2752641C2 RU2752641C2 RU2019125112A RU2019125112A RU2752641C2 RU 2752641 C2 RU2752641 C2 RU 2752641C2 RU 2019125112 A RU2019125112 A RU 2019125112A RU 2019125112 A RU2019125112 A RU 2019125112A RU 2752641 C2 RU2752641 C2 RU 2752641C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- pump
- production
- well
- pair
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 53
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 42
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 42
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 8
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 6
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 3
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 claims description 3
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 6
- 238000001816 cooling Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract 1
- 230000005923 long-lasting effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000011160 research Methods 0.000 abstract 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 abstract 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 7
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling 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
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (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 (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение и стабилизация пластового давления для поддержания паровой камеры над стволом добывающей скважины, работоспособность насосного оборудования, исключение снижения продуктивности работы скважин. В способе эксплуатации скважин для добычи высоковязкой нефти участок разбуривают сеткой оценочных вертикальных скважин с отбором кернов продуктивных горизонтов, проводят комплексные геофизические исследования скважин, получают предварительные геометрические и геолого-физические параметры залежи сверхвязкой нефти, уточняют контуры нефтеносности, определяют место размещения пары горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин и объем извлекаемых запасов, приходящихся на пару скважин. После продолжительной эксплуатации пары скважин и отбора более 50% от начального объема извлекаемых запасов, приходящихся на пару скважин. для поддержания пластового давления и продуктивности работы в добывающую скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб НКТ. Конец первой колонны НКТ с насосом размещают в эксплуатационной колонне, конец второй колонны НКТ размещают в горизонтальном стволе скважины в фильтровой части на расстоянии от 50 до 350 м от входа насоса. Далее возобновляют отбор продукции через первую колонну НКТ спущенным насосом, а во вторую колонну НКТ для поддержания пластового давления и остужения жидкости, поступающей на прием насоса, инициируют закачку воды с температурой близкой к начальной температуре залежи. Регулировкой режима закачки воды в добывающую скважину исключают процесс парообразования и срывы подачи на приеме насоса. После чего постепенно повышают режим отбора жидкости из добывающей скважины для увеличения дебита по нефти. 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.
Известен способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2584437, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. № 14 от 20.05.2016), включающий закачку пара через горизонтальную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине, причем в нагнетательную скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра, конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола, в добывающей скважине размещают оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, через нагнетательную скважину закачивают пар, и проводят термобарометрические измерения, посредством оптоволоконного кабеля выявляют зоны горизонтального ствола добывающей скважины с наибольшей температурой, среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в определенной зоне размещают электроцентробежный насос, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и периодичностью работы электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, при котором электроцентробежный насос работает в постоянном режиме при температуре перекачиваемой пластовой продукции, равной максимально допустимой для электроцентробежного насоса.
Наиболее близким является способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2663528, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №22 от 07.08.2018), включающий строительство 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, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны горизонтального ствола добывающей скважины с различной температурой, определение в одной из выявленных зон интервала с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в котором размещают электроцентробежный насос, при этом изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, причем при температуре жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы электроцентробежного насоса, поддерживают постоянный режим его работы, причем в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины для установки насоса выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, размещают электроцентробежный насос в данной переходной зоне, 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.
Недостатками обоих способов являются падение пластового давления на участке продуктивного пласта после продолжительной эксплуатации парой скважин, характерное для залежей высоковязкой нефти с низкой пьезопроводностью пласта, вследствие создания замкнутой системы - гидродинамически ограниченной зоны, охваченной парогравитационным воздействием, в пределах 50-70 м по латерали от стволов скважин и кровлей продуктивного пласта, а также значительного уменьшения объемов закачиваемого пара при его конденсации в холодном пласте, при этом сама паровая камера опускается постепенно до добывающей скважины вызывая перегрев глубинно-насосного оборудования, и приходится снижать объемы закачиваемого пара, что дополнительно снижает пластовое давление и дебиты по нефти.
Технической задачей заявляемого способа являются повышение и стабилизация пластового давления на уровне необходимом для поддержания паровой камеры над стволом добывающей скважины, сохранение работоспособности насосного оборудования и исключение снижения продуктивности работы пары скважин с постоянным расходом закачки пара через нагнетательную скважину и отбора жидкости через добывающую за счет снижения температуры в ней.
Техническая задача решается способом эксплуатации скважин для добычи высоковязкой нефти, включающим строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину как минимум одной колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и колонну НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны горизонтального ствола добывающей скважины с различной температурой, установление постоянного режима работы пары скважин изменением подачи пара через нагнетательную скважину и объема отбора электроцентробежным насосом с температурой жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы электроцентробежного насоса.
Новым является то, что до строительства горизонтальных скважин участок разбуривают сеткой оценочных вертикальных скважин с отбором кернов продуктивных горизонтов, проводят комплексные геофизические исследования скважин - ГИС, по результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получают предварительные геометрические и геолого-физические параметры залежи сверхвязкой нефти, уточняют контуры нефтеносности, определяют место размещения пары горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин и объем извлекаемых запасов, приходящихся на пару скважин, после продолжительной эксплуатации пары скважин и отбора более 50 % от начального объема извлекаемых запасов приходящихся на пару скважин для поддержания пластового давления и продуктивности работы в добывающую скважину спускают две колонны НКТ, конец первой колонны НКТ с насосом размещают в эксплуатационной колонне, конец второй колонны НКТ размещают в горизонтальном стволе скважины в фильтровой части на расстоянии от 50 м до 350 м от входа насоса, далее возобновляют отбор продукции через первую колонну НКТ спущенным насосом, а во вторую колонну НКТ для поддержания пластового давления и остужения жидкости, поступающей на прием насоса, инициируют закачку воды с температурой близкой к начальной температуре залежи, регулировкой режима закачки воды в добывающую скважину исключают процесс парообразования и срывы подачи на приеме насоса, после чего постепенно повышают режим отбора жидкости из добывающей скважины для увеличения дебита по нефти.
На чертеже изображена схема реализации способа в продольном вертикальном разрезе.
Способ эксплуатации скважин для добычи высоковязкой нефти включает разбуривание продуктивной залежи 1 высоковязкой нефти сеткой оценочных вертикальных скважин с отбором керна продуктивных горизонтов, проведение комплексных геофизических исследований скважин - ГИС, по результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получают предварительные геометрические и геолого-физические параметры залежи сверхвязкой нефти, уточняют контуры нефтеносности, определяют место размещения пары горизонтальных добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин и объем извлекаемых запасов, приходящихся на пару скважин 2 и 3. Далее осуществляют строительство в пределах продуктивного пласта 1 строительство нагнетательной скважины 3 и добывающей скважины 2, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине 3. Горизонтальные стволы скважин 2 и 3 обсаживают колонной с щелями - щелевым фильтром 4 (фильтровая часть - показана условно). Производят спуск в нагнетательную скважину 3 как минимум одной колонны НКТ 5. Размещают в добывающей скважине 2 оптоволоконный кабель (не показан), колонну НКТ 6 с электроцентробежным насосом 7 и датчиками температуры (не показаны) на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса 7 и в электроцентробежном насосе 7. Производят регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину 3 через колонны НКТ 5, проведение в добывающей скважине 2 термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны фильтровой части 4 добывающей скважины 2 с различной температурой. Устанавливают постоянный режим работы пары скважин 2 и 3 изменением подачи пара через нагнетательную скважину 3 и объема отбора из добывающей скважины 2 электроцентробежным насосом 7 с температурой жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы электроцентробежного насоса 7. После продолжительной эксплуатации пары скважин 2 и 3 и отбора более 50 % от начального объема извлекаемых запасов приходящихся на пару скважин 2 и 3 для поддержания пластового давления и продуктивности работы в добывающую скважину 2 спускают две колонны НКТ 6 и 8. Конец первой колонны НКТ 6 с насосом 7 размещают в эксплуатационной колонне 9 (показана условно), конец 10 второй колонны НКТ 8 размещают в фильтровой части 4 скважины 2 на расстоянии Н = 50 м - 350 м от входа насоса 7. Возобновляют отбор продукции через первую колонну НКТ 6 спущенным насосом 7, а во вторую колонну НКТ 8 для поддержания пластового давления и остужения жидкости, поступающей на прием насоса 7, инициируют закачку воды с температурой близкой к начальной температуре залежи 1. Регулировкой режима закачки воды в добывающую скважину 2 исключают процесс парообразования и срывы подачи на приеме насоса 7, после чего постепенно повышают режим отбора жидкости из добывающей скважины 2 для увеличения дебита по нефти с сохранением стабильного и постоянного режима работы насоса7.
Конец 10 второй колонны НКТ 8 размещают в фильтровой части 4 скважины 2 на расстоянии Н = 50 м - 350 м от входа насоса 7 для обеспечения охлаждения поступающей продукции и исключения прямой перекачки воды из второй колонны НКТ 8 в первую колонну НКТ 6 насосом 7.
Предлагаемый способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, повысить и стабилизировать пластовое давление на уровне необходимом для поддержания паровой камеры над стволом добывающей скважины, сохранить работоспособность насосного оборудования и исключить снижение продуктивности работы пары скважин с постоянным расходом закачки пара через нагнетательную скважину и отбора жидкости через добывающую за счет снижения температуры в ней.
Claims (1)
- Способ эксплуатации скважин для добычи высоковязкой нефти, включающий строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину как минимум одной колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля, колонну и НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны горизонтального ствола добывающей скважины с различной температурой, установление постоянного режима работы пары скважин изменением подачи пара через нагнетательную скважину и объема отбора электроцентробежным насосом с температурой жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы электроцентробежного насоса, отличающийся тем, что до строительства горизонтальных скважин участок разбуривают сеткой оценочных вертикальных скважин с отбором кернов продуктивных горизонтов, проводят комплексные геофизические исследования скважин - ГИС, по результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получают предварительные геометрические и геолого-физические параметры залежи сверхвязкой нефти, уточняют контуры нефтеносности, определяют место размещения пары горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин и объем извлекаемых запасов, приходящихся на пару скважин, после продолжительной эксплуатации пары скважин и отбора более 50% от начального объема извлекаемых запасов приходящихся на пару скважин для поддержания пластового давления и продуктивности работы в добывающую скважину спускают две колонны НКТ, конец первой колонны НКТ с насосом размещают в эксплуатационной колонне, конец второй колонны НКТ размещают в горизонтальном стволе скважины в фильтровой части на расстоянии от 50 до 350 м от входа насоса, далее возобновляют отбор продукции через первую колонну НКТ спущенным насосом, а во вторую колонну НКТ для поддержания пластового давления и остужения жидкости, поступающей на прием насоса, инициируют закачку воды с температурой близкой к начальной температуре залежи, регулировкой режима закачки воды в добывающую скважину исключают процесс парообразования и срывы подачи на приеме насоса, после чего постепенно повышают режим отбора жидкости из добывающей скважины для увеличения дебита по нефти.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019125112A RU2752641C2 (ru) | 2019-08-07 | 2019-08-07 | Способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019125112A RU2752641C2 (ru) | 2019-08-07 | 2019-08-07 | Способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2019125112A RU2019125112A (ru) | 2021-02-08 |
RU2019125112A3 RU2019125112A3 (ru) | 2021-06-22 |
RU2752641C2 true RU2752641C2 (ru) | 2021-07-29 |
Family
ID=74550819
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019125112A RU2752641C2 (ru) | 2019-08-07 | 2019-08-07 | Способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2752641C2 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2794686C1 (ru) * | 2022-08-29 | 2023-04-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежей высоковязкой нефти и природного битума |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2009313C1 (ru) * | 1990-01-30 | 1994-03-15 | Соловьева Валентина Николаевна | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
WO2010062208A1 (en) * | 2008-11-28 | 2010-06-03 | Schlumberger Canada Limited | Method for estimation of sagd process characteristics |
RU2408782C1 (ru) * | 2009-11-26 | 2011-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
RU2433257C1 (ru) * | 2010-04-19 | 2011-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
RU2469185C1 (ru) * | 2011-07-08 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину |
RU2584437C1 (ru) * | 2015-06-23 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
RU2663528C1 (ru) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
RU2663526C1 (ru) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин |
-
2019
- 2019-08-07 RU RU2019125112A patent/RU2752641C2/ru active
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2009313C1 (ru) * | 1990-01-30 | 1994-03-15 | Соловьева Валентина Николаевна | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
WO2010062208A1 (en) * | 2008-11-28 | 2010-06-03 | Schlumberger Canada Limited | Method for estimation of sagd process characteristics |
RU2408782C1 (ru) * | 2009-11-26 | 2011-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
RU2433257C1 (ru) * | 2010-04-19 | 2011-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
RU2469185C1 (ru) * | 2011-07-08 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину |
RU2584437C1 (ru) * | 2015-06-23 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
RU2663528C1 (ru) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
RU2663526C1 (ru) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2794686C1 (ru) * | 2022-08-29 | 2023-04-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежей высоковязкой нефти и природного битума |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2019125112A (ru) | 2021-02-08 |
RU2019125112A3 (ru) | 2021-06-22 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2675160C (en) | Method of heavy oil production | |
RU2663526C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин | |
RU2584437C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2663528C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2663527C1 (ru) | Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2305762C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти или битума | |
RU2436943C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти из наклонно направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт | |
RU2387819C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти и битума | |
RU2675114C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2211318C2 (ru) | Способ добычи вязкой нефти при тепловом воздействии на пласт | |
RU2513484C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти или битума | |
RU2456441C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти методом одновременной закачки пара и отбора жидкости из одиночной горизонтальной скважины | |
RU2752641C2 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти | |
RU2555163C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти горизонтальными скважинами | |
RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
RU2713277C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2724707C1 (ru) | Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2543848C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти или битума с регулируемым отбором продукции из горизонтальных скважин | |
RU2431745C1 (ru) | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин | |
RU2678738C1 (ru) | Способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти | |
RU2806969C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2795283C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2690588C2 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2744609C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти | |
RU2731777C1 (ru) | Способ определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
HE9A | Changing address for correspondence with an applicant |