RU2792478C1 - Method for developing extra-viscous oil deposits (options) - Google Patents
Method for developing extra-viscous oil deposits (options) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2792478C1 RU2792478C1 RU2022127079A RU2022127079A RU2792478C1 RU 2792478 C1 RU2792478 C1 RU 2792478C1 RU 2022127079 A RU2022127079 A RU 2022127079A RU 2022127079 A RU2022127079 A RU 2022127079A RU 2792478 C1 RU2792478 C1 RU 2792478C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- horizontal
- horizontal production
- injection
- well
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи сверхвязкой нефти.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of extra-viscous oil deposits.
Известен способ разработки высоковязкой нефти (патент RU № 2663532, МПК Е21В 43/24, опубл. 07.08.2018 в бюл. №22), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры, строительство в зонах наименьшего прогрева между добывающими скважинами выше подошвы пласта или уровня водонефтяного контакта - ВНК не менее чем на 2 м дополнительной скважины, через которую производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции, отличающийся тем, что выше дополнительной скважины в зоне наименьшего прогрева, но на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, строят дополнительную нагнетательную скважину, через которую осуществляют закачку теплоносителя после начала отбора из дополнительной скважины в объеме, обеспечивающем равномерное распространение паровой камеры вокруг скважин и поддержание необходимой температуры для отбора продукции в дополнительной скважине.A known method for the development of high-viscosity oil (patent RU No. 2663532, IPC E21B 43/24, publ. 08.07.2018 in bull. No. 22), including the construction of pairs of horizontal production and injection wells located one above the other, as well as vertical observation wells, injection of coolant through injection wells with heating of the productive formation and creation of a steam chamber, extraction of products due to steam gravity drainage through production wells and control over the state of the steam chamber, while the development is carried out with the regulation of the current size of the steam chamber by changing the volumes of injection of the coolant into the injection wells and the selection of fluid from production wells with control of the volume of the steam chamber, construction in the zones of least heating between production wells above the bottom of the formation or the level of water-oil contact - WOC for at least 2 m of an additional well through which the coolant is injected until a thermodynamic connection with the nearest horizontal wells with subsequent transfer to product extraction, characterized in that above the additional well in the zone of the least heating, but at a distance that excludes the breakthrough of the coolant, an additional injection well is built through which the coolant is pumped after the start of extraction from the additional well in a volume that provides uniform distribution of the steam chamber around the wells and maintaining the required temperature for product selection in an additional well.
Недостатками этого способа являются:The disadvantages of this method are:
- высокие материальные затраты на бурение дополнительных горизонтальных скважин без учета распространения создаваемых паровых камер сначала до кровли пласта и далее по латерали с примыканием смежных паровых камер с вовлечением ранее не охваченных зон продуктивного пласта между парными скважинами;- high material costs for drilling additional horizontal wells without taking into account the distribution of the created steam chambers, first to the top of the formation and then laterally with the adjoining of adjacent steam chambers involving previously uncovered zones of the productive formation between paired wells;
- способ направлен только на ускорение вовлечения в разработку зон продуктивного пласта между парами скважин;- the method is aimed only at accelerating the involvement in the development of productive formation zones between pairs of wells;
- низкая эффективность способа, связанная с быстрым перегревом насосного оборудования в дополнительной добывающей скважине вследствие смыкания паровых камер со смежных парных скважин с паровой камерой, создаваемой в зоне над дополнительной добывающей скважиной, необходимостью остановок закачки пара для остывания призабойной зоны расположения насоса, простой скважин, снижение продуктивности.- low efficiency of the method associated with the rapid overheating of pumping equipment in an additional production well due to the closure of steam chambers from adjacent paired wells with a steam chamber created in the area above the additional production well, the need to stop steam injection to cool the bottomhole zone of the pump location, downtime of wells, reduction productivity.
Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU № 2578137 (МПК Е21В 43/24, опубл. 20.03.2016 в бюл. №8), включающий бурение вертикальных нагнетательных и наклонно горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что вертикальную скважину бурят на расстоянии 1-10 м от забоя наклонно горизонтальной скажины, вертикальную скважину перфорируют от кровли пласта до отметки на 1-2 м выше водонефтяного контакта - ВНК, для разобщения интервала перфорации вертикальной скважины на два интервала в вертикальной скважине устанавливают пакер в интервале ниже кровли пласта на 4 м и выше ВНК на 5 м, в скважине устанавливают оборудование, позволяющее регулировать закачку пара в каждом интервале вертикальной скважины, наклонно горизонтальную скважину оборудуют температурными датчиками, в начальный период в наклонно горизонтальную и вертикальную скважины выполняют закачку пара для создания между скважинами гидродинамической связи и прогрева их призабойных зон, после прогрева призабойных зон наклонно горизонтальную скважину переводят под добычу, а вертикальную скважину переводят под нагнетание, по показаниям температурных датчиков определяют интервал прорыва пара, при прорыве пара в интервале ближе к забою наклонно горизонтальной скважины прекращают закачку в нижний интервал вертикальной скважины, при прорыве пара в интервале ближе к точке входа в пласт наклонно горизонтальной скважины прекращают закачку в верхний интервал вертикальной скважины, после выравнивания температурных показаний в наклонно горизонтальной скважине закачку в интервалы вертикальной скважины возобновляют, изменяют объем закачки теплоносителя в вертикальную скважину и отбор жидкости из наклонно горизонтальной скважины для снижения скорости прорыва пара в наклонно горизонтальной скважине и изменения размеров паровой камеры.A known method for the development of extra-viscous oil deposits (patent RU No. 2578137 (MPK E21V 43/24, published on March 20, 2016 in bull. No. 8), including drilling vertical injection and inclined horizontal production wells, pumping a working agent through injection wells and extracting oil through production wells, characterized in that a vertical well is drilled at a distance of 1-10 m from the bottom of an obliquely horizontal pit, a vertical well is perforated from the top of the formation to a mark 1-2 m above the water-oil contact - WOC, to divide the perforation interval of the vertical well into two intervals a packer is installed in a vertical well in the interval below the top of the formation by 4 m and above the OWC by 5 m; wells inject steam to create an intl at the wells of hydrodynamic connection and warming up of their bottomhole zones, after the bottomhole zones are warmed up, the inclined horizontal well is transferred to production, and the vertical well is transferred to injection, according to the temperature sensors, the steam breakthrough interval is determined, when steam breaks in the interval closer to the bottom of the inclined horizontal well, injection is stopped in the lower interval of the vertical well, in case of steam breakthrough in the interval closer to the formation entry point of the inclined horizontal well, injection into the upper interval of the vertical well is stopped; and withdrawing fluid from the deviated horizontal well to reduce the rate of steam breakthrough in the deviated horizontal well and change the dimensions of the steam chamber.
Недостатками этого способа являются:The disadvantages of this method are:
- высокие материальные затраты на бурение горизонтальной нагнетательной скважины;- high material costs for drilling a horizontal injection well;
- низкая эффективность способа, вследствие закачки пара только в зону близ «носка» горизонтального ствола добывающей скважины и отсутствия равномерного парового воздействия вдоль всего горизонтального ствола скважины, что снижает коэффициент извлечения нефти;- low efficiency of the method, due to the injection of steam only into the zone near the "toe" of the horizontal wellbore of the production well and the lack of uniform steam action along the entire horizontal wellbore, which reduces the oil recovery factor;
- энергетические потери вследствие создания парового воздействия только в ограниченном участке пласта. - energy losses due to the creation of steam exposure only in a limited section of the reservoir.
Наиболее близким является способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU № , МПК Е21В 43/24, 7/04, 47/06, опубл. 18.03.2022 в бюл. №8), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, разработку с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры, определение в залежи аномальных участков с толщиной продуктивного пласта менее 10 м, расположение в аномальных участках дополнительных скважин, через которые производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшей парой горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции, оборудование дополнительной скважины средствами контроля температуры добываемой продукции, определение граничной температуры продукции дополнительной скважины, при которой ухудшается гидродинамическая связь с близлежащей добывающей скважиной, повторную закачку теплоносителя для восстановления гидродинамической связи с близлежащей добывающей скважиной при снижении температуры добываемой продукции из дополнительной скважины до граничной температуры, возобновление отбора, повторяют циклы закачки и отбора в дополнительной скважине исходя из граничной температуры отбираемой из нее продукции, создание гидродинамической связи в дополнительной скважине с ближайшими парами скважин путем цикличной закачки теплоносителя и отбора продукции, причем каждый следующий временной интервал отбора увеличивается по сравнению с предыдущим, отличающийся тем, что дополнительные скважины располагают на расстоянии 50±15 м от близлежащей добывающей скважины, при этом дополнительные скважины бурят параллельно соседней добывающей скважине, располагая забои дополнительных скважин в направлении забоев парных горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин таким образом, чтобы расстояние от забоев парных добывающих и нагнетательных скважин до ствола дополнительной скважины составляло 30±10 м, при этом отбор из дополнительной скважины ведут до достижения граничной температуры 40±10°С, далее переходят на нагнетание теплоносителя.The closest is the method of developing a deposit of extra-viscous oil (patent RU No., IPC E21B 43/24, 7/04, 47/06, publ. wells, as well as vertical observation wells, injection of coolant through injection wells with heating of the productive formation and creation of a steam chamber, selection of products due to steam gravity drainage through production wells and monitoring the state of the steam chamber, development with regulation of the current size of the steam chamber by changing the volumes of coolant injection into injection wells and fluid withdrawal from production wells with control of the volume of the steam chamber, identification of anomalous areas in the reservoir with a productive formation thickness of less than 10 m, location of additional wells in the anomalous areas through which the coolant is injected until a thermodynamic connection is created with the nearest pair of horizontal wells production, equipping an additional well with means to control the temperature of the produced production, determining the boundary temperature of the production of an additional well, at which hydrodynamic communication with a nearby production well worsens, re-injection of the coolant to restore hydrodynamic communication with a nearby production well when the temperature of the produced product decreases from the additional well to the boundary temperature, resuming the production, repeat the injection and withdrawal cycles in the additional well based on the boundary temperature of the product withdrawn from it, creating a hydrodynamic connection in the additional well with the nearest pairs of wells by cyclically pumping the coolant and withdrawing the product, with each subsequent time interval selection increases compared to the previous one, characterized in that additional wells are located at a distance of 50 ± 15 m from a nearby production well, with At the same time, additional wells are drilled parallel to the neighboring production well, placing the bottoms of additional wells in the direction of the bottoms of the paired horizontal production and injection wells so that the distance from the bottoms of the paired production and injection wells to the additional wellbore is 30 ± 10 m, while sampling from the additional well are carried out until the boundary temperature of 40 ± 10 ° C is reached, then they switch to the injection of the coolant.
Недостатками этого способа являются The disadvantages of this method are
- низкая надежность способа, связанная с высокой вероятностью потерь извлекаемых запасов вследствие чрезмерной длины горизонтального ствола дополнительной скважины и отсутствием качественного охвата парогравитационным воздействием вдоль всего ствола скважины;- low reliability of the method associated with a high probability of loss of recoverable reserves due to the excessive length of the horizontal wellbore of the additional well and the lack of high-quality coverage of the steam-gravity effect along the entire wellbore;
- низкая эффективность способа, связанная с остановками закачки пара для остывания призабойной зоны расположения насоса, простой скважин, снижение продуктивности;- low efficiency of the method associated with stopping the injection of steam to cool down the bottomhole zone of the pump location, downtime of wells, lower productivity;
- при пароциклическом воздействии не создается расширяющаяся паровая камера над горизонтальной скважиной, так как при отсутствии постоянной закачки пара и восполнения пластового давления дебиты по нефти не достигают высоких начальных значений и имеют высокий процент падения при эксплуатации.- during steam-cycling action, an expanding steam chamber is not created above a horizontal well, since in the absence of constant steam injection and formation pressure replenishment, oil flow rates do not reach high initial values and have a high drop rate during operation.
Техническими задачами способа разработки залежи сверхвязкой нефти являются повышение нефтеизвлечения за счет увеличения охвата паровым воздействием, повышение производительности насосного оборудования скважины за счет создания равномерного парового воздействия, снижение непроизводительных потерь на закачку пара, а также сокращение капитальных затрат на строительство парной нагнетательной скважины.The technical objectives of the method for developing a superviscous oil deposit are to increase oil recovery by increasing the coverage of steam exposure, increase the productivity of well pumping equipment by creating uniform steam exposure, reduce unproductive losses for steam injection, and also reduce capital costs for the construction of a steam injection well.
Технические задачи решаются способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим строительство оценочных вертикальных скважин, а также пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через горизонтальные добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры.Technical problems are solved by the method of developing a superviscous oil deposit, including the construction of appraisal vertical wells, as well as pairs of horizontal production and injection wells located one above the other, injection of coolant through injection wells with heating of the productive formation and creation of a steam chamber, production extraction due to steam gravity drainage through horizontal producing wells and monitoring the state of the steam chamber.
По первому варианту новым является то, что строительство оценочных вертикальных скважин осуществляют по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 250 м в плане, далее проводят отбор кернов и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин, на основе полученных данных выстраивают единую геологическую модель продуктивного пласта и получают данные по распределению коэффициентов пористости и проницаемости, нефтенасыщенных толщин, строят структурную карту нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта, выделяют контур продуктивного пласта по изопахите 10 м, при Г-образном выделенном контуре условно выделяют две части контура с соосным направлением простирания продуктивного пласта, осуществляют проектирование горизонтальных добывающих скважин с длиной горизонтальной части не менее 600 м, со взаимно перпендикулярным расположением стволов в двух частях контура, причем смежные горизонтальные добывающие скважины проектируют на расстоянии 100 м, а горизонтальную добывающую скважину, находящуюся ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам, проектируют на расстоянии не более 75 м от забоев равноудаленных перпендикулярно расположенных горизонтальных добывающих скважин, далее выделяют участок, ограниченный 50 м к оси горизонтальной добывающей скважины, находящейся в плане ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам, определяют средневзвешенные коэффициенты пористости и проницаемости на выделенном участке, при средневзвешенных коэффициентах пористости менее или равному 0,27 долей ед. или проницаемости менее или равному 1,3 мкм2 проектируют горизонтальные нагнетательные скважиной, располагающиеся на 5 м выше и параллельно горизонтальным добывающим скважинам, после строительства пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, в горизонтальных стволах нагнетательных скважин проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в горизонтальных нагнетательных скважинах 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 горизонтальной добывающей скважине размещают одну или две колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ горизонтальной нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, далее производят закачку теплоносителя через горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, после окончания закачки расчетного объема теплоносителя скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающих скважин, далее в горизонтальных добывающих скважинах размещают оптоволоконный кабель и спускаемый на колонне НКТ электроцентробежный насос, причем после создания проницаемой зоны подают пар только в горизонтальные нагнетательные скважины.According to the first variant, it is new that the construction of appraisal vertical wells is carried out on a square grid with a distance between wells of 250 m in plan, then coring and geophysical studies of appraisal vertical wells are carried out, based on the data obtained, a single geological model of the productive formation is built and data are obtained on distribution of porosity and permeability coefficients, oil-saturated thicknesses, a structural map of oil-saturated thicknesses of the productive formation is built, the contour of the productive formation is distinguished along the 10 m isopach, with an L-shaped selected contour, two parts of the contour are conventionally distinguished with a coaxial direction of strike of the productive formation, horizontal production wells are designed with the length of the horizontal part is not less than 600 m, with mutually perpendicular arrangement of the shafts in two parts of the contour, and adjacent horizontal production wells are designed at a distance of 100 m, and a horizontal production well, located closest to the perpendicularly located horizontal production wells, are designed at a distance of no more than 75 m from the bottoms of equidistant perpendicularly located horizontal production wells, then a section limited by 50 m to the axis of the horizontal production well is allocated, which is closer in plan to the perpendicularly located horizontal production wells , determine the weighted average coefficients of porosity and permeability in the selected area, with weighted average coefficients of porosity less than or equal to 0.27 fractions of units. or permeability less than or equal to 1.3 µm 2 , horizontal injection wells are designed, located 5 m above and parallel to horizontal production wells, after the construction of pairs of horizontal production and injection wells located one above the other, geophysical surveys are carried out in horizontal injection wells to determine oil saturation along the horizontal wellbore, after which two tubing strings - tubing are placed in horizontal injection wells, while the end of the smaller diameter string is placed at the beginning of the horizontal wellbore, and the end of the larger diameter string is located in the zone with oil saturation of more than 60%, and for steam injection one or two tubing strings are placed in a horizontal production well with a horizontal displacement of the end or ends relative to the ends of the tubing of a horizontal injection well by at least 10 m, then the coolant is injected through horizontal production and injection production wells with heating of the productive formation and creation of a steam chamber, after the completion of the injection of the calculated volume of the well coolant, they are stopped for holding for thermocapillary impregnation and cooling of the production wellbore, then a fiber-optic cable and an electric centrifugal pump lowered on the tubing string are placed in the horizontal production wells, and after creating a permeable zones supply steam only to horizontal injection wells.
По второму варианту новым является то, что строительство оценочных вертикальных скважин осуществляют по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 250 м в плане, далее проводят отбор кернов и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин, на основе полученных данных выстраивают единую геологическую модель продуктивного пласта и получают данные по распределению коэффициентов пористости и проницаемости, нефтенасыщенных толщин, строят структурную карту нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта, выделяют контур продуктивного пласта по изопахите 10 м, при Г-образном выделенном контуре условно выделяют две части контура с соосным направлением простирания продуктивного пласта, осуществляют проектирование горизонтальных добывающих скважин с длиной горизонтальной части не менее 600 м, со взаимно перпендикулярным расположением стволов в двух частях контура, причем смежные горизонтальные добывающие скважины проектируют на расстоянии 100 м, а горизонтальную добывающую скважину, находящуюся ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам, проектируют на расстоянии не более 75 м от забоев равноудаленных перпендикулярно расположенных горизонтальных добывающих скважин, далее выделяют участок, ограниченный 50 м к оси горизонтальной добывающей скважины, находящейся в плане ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам, определяют средневзвешенные коэффициенты пористости и проницаемости на выделенном участке, при средневзвешенных коэффициентах пористости более 0,27 долей ед. и проницаемости более 1,3 мкм2 горизонтальную добывающую скважину, находящуюся в плане ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам, проектируют одиночной, а к остальным горизонтальным добывающим скважинам проектируют горизонтальные нагнетательные скважины, располагающейся на 5 м выше и параллельно горизонтальным добывающим скважинам, далее осуществляют строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, при этом горизонтальную добывающую скважину, находящуюся в плане ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам, строят одиночной, далее в горизонтальную добывающую скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ разного диаметра, располагая конец колонны НКТ меньшего диаметра в начале горизонтального ствола скважины не ближе 100 м к проекции ближней от устья перпендикулярной горизонтальной добывающей скважины, а конец колонны большего диаметра не ближе 100 м к проекции дальней от устья перпендикулярной горизонтальной добывающей скважины, осуществляют закачку теплоносителя через горизонтальные нагнетательные скважины, а также на начальном этапе одиночную горизонтальную добывающую скважину эксплуатируют в пароциклическом режиме, чередующем закачку теплоносителя и отбор продукции до снижения дебита по нефти до 1 т/сут, при отборе продукции контролируют температуру добываемой продукции на устьях горизонтальных добывающих скважин, при постоянном дебите по нефти и отсутствии падения температуры добываемой жидкости в течении месяца одиночную горизонтальную добывающую скважина эксплуатируют в постоянном режиме отбора продукции, а паровое воздействие осуществляют с горизонтальных нагнетательных скважин.According to the second option, it is new that the construction of appraisal vertical wells is carried out on a square grid with a distance between the wells of 250 m in plan, then core sampling and geophysical studies of appraisal vertical wells are carried out, a single geological model of the productive formation is built on the basis of the data obtained, and data on distribution of porosity and permeability coefficients, oil-saturated thicknesses, a structural map of oil-saturated thicknesses of the productive formation is built, the contour of the productive formation is distinguished along the 10 m isopach, with an L-shaped selected contour, two parts of the contour are conventionally distinguished with a coaxial direction of strike of the productive formation, horizontal production wells are designed with the length of the horizontal part is not less than 600 m, with mutually perpendicular arrangement of the shafts in two parts of the contour, and adjacent horizontal production wells are designed at a distance of 100 m, and a horizontal production well, located closest to the perpendicularly located horizontal production wells, are designed at a distance of no more than 75 m from the bottoms of equidistant perpendicularly located horizontal production wells, then a section limited by 50 m to the axis of the horizontal production well is allocated, which is closer in plan to the perpendicularly located horizontal production wells , determine the weighted average coefficients of porosity and permeability in the selected area, with weighted average coefficients of porosity of more than 0.27 fractions of units. and a permeability of more than 1.3 μm 2 , a horizontal production well, which is closer in plan to the perpendicularly located horizontal production wells, is designed as a single one, and horizontal injection wells are designed for the rest of the horizontal production wells, located 5 m above and parallel to the horizontal production wells, then carry out the construction of pairs of horizontal production and injection wells located one above the other, while the horizontal production well, which is closest in plan to the perpendicularly located horizontal production wells, is built as a single one, then two strings of tubing - tubing of different diameters are lowered into the horizontal production well , placing the end of the tubing string of smaller diameter at the beginning of the horizontal wellbore no closer than 100 m to the projection of the perpendicular horizontal production well closest to the mouth, and the end of the larger diameter string is not closer than 100 m to the projection of the perpendicular horizontal production well farthest from the mouth, the coolant is injected through horizontal injection wells, and at the initial stage, a single horizontal production well is operated in a steam-cyclic mode, alternating coolant injection and product withdrawal until the oil production rate drops to 1 t / day, during the selection of products, the temperature of the produced product is controlled at the mouths of horizontal production wells, with a constant oil flow rate and no drop in the temperature of the produced liquid during the month, a single horizontal production well is operated in a constant mode of product selection, and steam exposure is carried out from horizontal injection wells.
На фиг. 1 показан вид сверху схемы расположения двух групп скважин перпендикулярных друг другу по первому варианту.In FIG. 1 shows a top view of the layout of two groups of wells perpendicular to each other according to the first option.
На фиг. 2 показан вид сбоку схемы расположения двух групп скважин перпендикулярных друг другу по первому варианту.In FIG. 2 shows a side view of the layout of two groups of wells perpendicular to each other according to the first option.
На фиг. 3 показан вид сверху схемы расположения двух групп скважин перпендикулярных друг другу по второму варианту.In FIG. 3 shows a top view of the layout of two groups of wells perpendicular to each other according to the second option.
На фиг. 4 показан вид сбоку схемы расположения двух групп скважин перпендикулярных друг другу по второму варианту.In FIG. 4 shows a side view of the layout of two groups of wells perpendicular to each other according to the second option.
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти осуществляют следующим образом.The method of developing deposits of extra-viscous oil is carried out as follows.
По первому варианту.According to the first option.
Строительство оценочных вертикальных скважин (на фиг. 1, 2 не показаны) в продуктивном пласте осуществляют по квадратной сетки с расстоянием между скважинами 250 м в плане.The construction of appraisal vertical wells (not shown in Fig. 1, 2) in the reservoir is carried out on a square grid with a distance between wells of 250 m in plan.
Проводят отбор кернов и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин, на основе полученных данных выстраивают единую геологическую модель продуктивного пласта 1 и получают данные по распределению коэффициентов нефтенасыщенности, проницаемости, пористости, нефтенасыщенных толщин.Core sampling and geophysical studies of appraisal vertical wells are carried out, on the basis of the data obtained, a single geological model of the
Строят структурную карту нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта 1, выделяют контур 2 продуктивного пласта по изопахите 10 м (фиг. 1).A structural map of the oil-saturated thicknesses of the
При Г-образном выделенном контуре 2 условно выделяют две части 2’ и 2’’ контура с соосным направлением простирания пласта 1.With an L-shaped selected
Осуществляют проектирование горизонтальных добывающих скважин 3, 3’ с длиной горизонтальной части не менее 600 м, со взаимно перпендикулярным расположением стволов в двух частях контура 2 (фиг. 1).
Причем смежные горизонтальные добывающие скважины 3, 3’ проектируют на расстоянии 100 м.Moreover, adjacent
Горизонтальную добывающую скважину 31, находящуюся ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам, проектируют на расстоянии не более 75 м от забоев равноудаленных перпендикулярно расположенных горизонтальных добывающих скважин 3’.The
Такое расположение обеспечивает более полное вовлечение пласта 1 в разработку с использованием горизонтальных добывающих скважин 3, 3’ и минимальном их количестве, без дополнительных затрат на обустройство и бурение.This arrangement provides a more complete involvement of
Выделяют участок, ограниченный 50 м к оси горизонтальной добывающей скважины 31, находящейся в плане ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам 3’ (фиг. 1).Allocate a plot limited to 50 m to the axis of the
Определяют средневзвешенные коэффициенты пористости и проницаемости на выделенном участке. Данные пористости и проницаемости получают по построенной геологической модели.Determine the weighted average coefficients of porosity and permeability in the selected area. Porosity and permeability data are obtained from the constructed geological model.
При средневзвешенных коэффициентах пористости менее или равному 0,27 долей ед. или проницаемости менее или равному 1,3 мкм2 проектируют горизонтальные нагнетательные скважины 4, 41 и 4’, располагающейся на 5 м выше и параллельно горизонтальным добывающим скважинам 3, 3’. With weighted average porosity coefficients less than or equal to 0.27 fractions of units. or permeability less than or equal to 1.3 μm 2 design
Далее осуществляют строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих 3, 31, 3’ и нагнетательных скважин 4, 41 и 4’ согласно условиям проектирования. Next, carry out the construction of pairs located one above the other
В горизонтальных стволах нагнетательных скважин 4, 41, 4’ проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательных скважинах 4, 4’ 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.In the horizontal wells of the
Далее производят закачку теплоносителя, в качестве которого применяют водяной пар, через горизонтальные добывающие 3, 31, 3’ и нагнетательные 4, 41 и 4’ скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры для создания проницаемой зоны между парными горизонтальными скважинами 3, 31, 3’, 4, 41 и 4’.Next, the coolant is injected, which is used as water vapor, through
После окончания закачки расчетного объема теплоносителя скважины 3, 31, 3’, 4, 41 и 4’ останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола горизонтальных добывающих скважин 3, 31, 3’.After the completion of the injection of the calculated volume of the coolant, the
Далее в горизонтальных добывающих скважинах 3, 31, 3’размещают оптоволоконный кабель и спускаемый на колонне НКТ электроцентробежный насос.Further, in the
Причем после создания проницаемой зоны подают пар только в горизонтальные нагнетательные скважины 4, 41, 4’.Moreover, after the creation of the permeable zone, steam is supplied only to
Осуществляют отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через горизонтальные добывающие скважины 3, 31, 3’ и контроль за состоянием паровой камеры.Carry out the selection of products due to steam gravity drainage through
По второму варианту.According to the second option.
Строительство оценочных вертикальных скважин (на фиг. 3, 4 не показаны) в продуктивном пласте осуществляют по квадратной сетки с расстоянием между скважинами 250 м в плане.The construction of appraisal vertical wells (not shown in Fig. 3, 4) in the reservoir is carried out on a square grid with a distance between wells of 250 m in plan.
Проводят отбор кернов и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин, на основе полученных данных выстраивают единую геологическую модель продуктивного пласта 1 и получают данные по распределению коэффициентов нефтенасыщенности, проницаемости, пористости, нефтенасыщенных толщин.Core sampling and geophysical studies of appraisal vertical wells are carried out, on the basis of the data obtained, a single geological model of the
Строят структурную карту нефтенасыщенных толщин продуктив-ного пласта 1, выделяют контур 2 продуктивного пласта по изопахите 10 м (фиг. 3).A structural map of the oil-saturated thicknesses of the
При Г-образном выделенном контуре 2 условно выделяют две части 2’ и 2’’ контура с соосным направлением простирания пласта 1.With an L-shaped selected
Осуществляют проектирование горизонтальных добывающих скважин 3, 3’ с длиной горизонтальной части не менее 600 м, со взаимно перпендикулярным расположением стволов в двух частях контура (фиг. 3).Carry out the design of
Причем смежные горизонтальные добывающие скважины 3, 3’ проектируют на расстоянии 100 м.Moreover, adjacent
Горизонтальную добывающую скважину 31, находящуюся ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добвающим скважинам, проектируют на расстоянии не более 75 м от забоев равноудаленных перпендикулярно расположенных горизонтальных добывающих скважин 3’.The
Такое расположение обеспечивает более полное вовлечение пласта 1 в разработку с использованием горизонтальных добывающих скважин 3, 3’ и минимальном их количестве, без дополнительных затрат на обустройство и бурение.This arrangement provides a more complete involvement of
Выделяют участок, ограниченный 50 м к оси горизонтальной добывающей скважины 31, находящейся в плане ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам 3’ (фиг. 3).Allocate a plot limited to 50 m to the axis of the
Определяют средневзвешенные коэффициенты пористости и проницаемости на выделенном участке. Данные пористости и проницаемости получают по построенной геологической модели.Determine the weighted average coefficients of porosity and permeability in the selected area. Porosity and permeability data are obtained from the constructed geological model.
При средневзвешенных коэффициентах пористости более 0,27 долей ед. и проницаемости более 1,3 мкм2 горизонтальную добывающую скважину 31, находящуюся в плане ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам 3’, проектируют одиночной, а к остальным горизонтальным добывающим скважинам 3, 3’ проектируют горизонтальные нагнетательные скважиной 4 и 4’, располагающейся на 5 м выше и параллельно горизонтальным добывающим скважинам 3, 3’.With weighted average porosity coefficients of more than 0.27 fractions of units. and a permeability of more than 1.3 μm 2 , a
Далее осуществляют строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих 3, 3’ и нагнетательных скважин 4, 4’, горизонтальную добывающую скважину 31, находящуюся в плане ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам 3’, строят одиночной согласно условиям проектирования. Further, pairs of
Далее в горизонтальную добывающую скважину 31 спускают две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ разного диаметра, располагая конец колонны НКТ меньшего диаметра 6 в начале горизонтального ствола скважины 31 не ближе 100 м к проекции ближней от устья перпендикулярной горизонтальной добывающей скважины 3’, а конец колонны большего диаметра 7 не ближе 100 м к проекции дальней от устья перпендикулярной горизонтальной добывающей скважины 3’.Further, two tubing strings are lowered into the horizontal production well 3 1 - tubing of different diameters, placing the end of the tubing string of
Данное расположение колонн НКТ позволяет вовлечь в разработку участки пласта 1, примыкающие к началу и концу горизонтального ствола одиночной скважины 31, создать более равномерное паровое воздействие на одиночную скважину и повысить производительность насосного оборудования, при этом в центральной части будет достигаться гидродинамическая связь с перпендикулярно распложенными горизонтальными нагнетательными скважинами 4’.This arrangement of tubing strings makes it possible to involve in the development sections of the
Осуществляют закачку теплоносителя, в качестве которого применяют водяной пар, через горизонтальные нагнетательные скважины 4, 4’, а также на начальном этапе одиночную горизонтальную добывающую скважину 31 эксплуатируют в пароциклическом режиме, чередующем закачку теплоносителя (для снижения вязкости и повышения подвижности нефти) и отбор продукции до снижения дебита по нефти до 1 т/сут.The coolant is injected, which is used as water vapor, through
При отборе продукции контролируют температуру добываемой продукции на устьях горизонтальных добывающих скважин 3, 31, 3’.When selecting products, the temperature of the produced products is controlled at the mouths of
При постоянном дебите по нефти (по результатам отбора проб) и отсутствии падения температуры добываемой жидкости в течении месяца одиночную горизонтальную добывающую скважина эксплуатируют в постоянном режиме отбора продукции. Это свидетельствует о достижении гидродинамической связи одиночной горизонтальной добывающей скважины 31 с перпендикулярно расположенными горизонтальными нагнетательными скважинами 4’.With a constant oil flow rate (according to the results of sampling) and the absence of a drop in the temperature of the produced fluid during the month, a single horizontal production well is operated in a constant production sampling mode. This indicates the achievement of hydrodynamic connection of a single horizontal production well 3 1 with perpendicular horizontal injection wells 4'.
Паровое воздействие осуществляют с горизонтальных нагнетательных скважин 4, 41, 4’.Steam exposure is carried out from
Примеры практического применения способа.Examples of practical application of the method.
Пример 1 (по первому варианту).Example 1 (according to the first option).
В продуктивный пласт 1 Архангельской залежи высоковязкой нефти Архангельского месторождения пробурили вертикальные оценочные скважины 2 в количестве 87 штук, провели отбор кернов и геофизические исследования. Произвели оконтуривание залежи высоковязкой нефти размерами 2,6х2,1 км, высотой от 17 до 33 м, средняя глубина кровли нефтенасыщенного пласта - 185 м, пласт представлен песчаниками и мелко и среднезернистыми песками. Начальная пластовая температура - 9°С, средняя нефтенасыщенная толщина по залежи - 15,3 м. На основе полученных данных построили единую геологическую модель продуктивного пласта 1 и получили данные по распределению коэффициентов нефтенасыщенности, проницаемости, пористости, нефтенасыщенных толщин. На основе компьютерного моделирования построили структурную карту толщин продуктивного пласта 1, выделили контур 2 продуктивного пласта по изопахите 10 м. Получили Г-образную форму контура 2, провели его условное разделение на две части 2’ и 2’’, провели проектирование горизонтальных добывающих скважин 3, 3’ с длиной горизонтальных частей от 720 до 948 м, со взаимно перпендикулярным расположением стволов в двух частях контура 2. Расстояние между горизонтальными стволами определили 100 м, при этом получили четыре горизонтальных ствола 3 в первой части контура 2’ и три горизонтальных ствола 3’ во второй части контура 2’’. Расстояние от горизонтальной добывающей скважины 31, находящуюся ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам 3’, расположили на расстоянии 68 м. Далее выделили участок, ограниченный 50 м к оси горизонтальной добывающей скважины 31, и определили средневзвешенные коэффициенты пористости и проницаемости на выделенном участке по построенной геологической модели, средневзвешенная пористость составила 0,23 долей ед., проницаемость -0,76 мкм2. Так как пористость и проницаемость незначительные, осуществили строительство всех горизонтальных добывающих скважин 3, 31, 3’ с парными горизонтальными нагнетательными скважинами 4, 41 и 4’, располагающимися на 5 м выше и параллельно горизонтальным добывающим скважинам 3, 31, 3’.
В горизонтальных стволах нагнетательных скважин 4, 41, 4’ провели геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательных скважинах 4, 4’ разместили по две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра расположили в начале горизонтального ствола в пределах эксплуатационной колонны, а концы колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %, а для закачки пара в добывающих скважинах разместили колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины.In the horizontal wells of the
Произвели освоение скважин закачкой пара через горизонтальные добывающие 3, 31, 3’ и нагнетательные 4, 41 и 4’ скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры для создания проницаемой зоны между парными горизонтальными скважинами 3, 31, 3’, 4, 41 и 4’, далее остановили закачку и выдержали 26 дней для термокапиллярной пропитки и остывания ствола горизонтальных добывающих скважин 3, 31, 3’.The wells were completed by steam injection through
Далее посредством ПРС осуществили спуск оптоволоконного кабеля через колтюбинговую установку и спуск насосов в добывающие скважины.Then, by means of a PRS, a fiber-optic cable was lowered through the coiled tubing unit and the pumps were lowered into production wells.
Далее осуществляли закачку пара в горизонтальные нагнетательные скважины 4, 41, 4’ с расходом от 65 до 138 т/сут, добиваясь постоянного режима отбора продукции и температуры на устье добывающих скважин.Next, steam was injected into
Пример 2 (по второму варианту).Example 2 (according to the second option).
В продуктивный пласт 1 Грядинской залежи высоковязкой нефти Краснооктябрьского месторождения пробурили вертикальные оценочные скважины 2 в количестве 112 штук, провели отбор кернов и геофизические исследования. Произвели оконтуривание залежи высоковязкой нефти размерами 2,9х2,2 км, высотой от 12 до 28 м, средняя глубина кровли нефтенасыщенного пласта - 212 м, пласт представлен песчаниками и мелко и среднезернистыми песками. Начальная пластовая температура - 8°С, средняя нефтенасыщенная толщина по залежи - 14,7 м. На основе полученных данных построили единую геологическую модель продуктивного пласта 1 и получили данные по распределению коэффициентов нефтенасыщенности, проницаемости, пористости, нефтенасыщенных толщин. На основе компьютерного моделирования построили структурную карту толщин продуктивного пласта 1, выделили контур 2 продуктивного пласта по изопахите 10 м. Получили Г-образную форму контура 2, провели его условное разделение на две части 2’ и 2’’, провели проектирование горизонтальных добывающих скважин 3, 3’ с длиной горизонтальных частей от 635 до 1025 м, со взаимно перпендикулярным расположением стволов в двух частях контура 2. Расстояние между горизонтальными стволами определили 100 м, при этом получили четыре горизонтальных ствола 3 в первой части контура 2’ и три горизонтальных ствола 3’ во второй части контура 2’’. Расстояние от горизонтальной добывающей скважины 31, находящуюся ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам 3’, расположили на расстоянии 58 м. Далее выделили участок, ограниченный 50 м к оси горизонтальной добывающей скважины 31, и определили средневзвешенные коэффициенты пористости и проницаемости на выделенном участке по построенной геологической модели, средневзвешенная пористость составила 0,3 долей ед., проницаемость - 1,56 мкм2. Так как свойства пласта в данном участке позволяют ожидать уверенного распространения пара добывающую скважину 31 спроектировали одиночной.112
Осуществили строительство горизонтальных добывающих скважин 3, 3’ с парными горизонтальными нагнетательными скважинами 4, 4’, располагающимися на 5 м выше и параллельно горизонтальным добывающим скважинам 3, 3’, а скважину 31 построили в одиночном исполнении.Implemented the construction of
Далее в горизонтальную добывающую скважину 31 спустили две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ разного диаметра, располагая конец колонны НКТ меньшего диаметра 6 в начале горизонтального ствола скважины 31 на глубине 312 м, на расстоянии 126 м к проекции ближней от устья перпендикулярной горизонтальной добывающей скважины 3’, а конец колонны большего диаметра 7 на глубине 745 м, на расстоянии 149 м от проекции дальней от устья перпендикулярной горизонтальной добывающей скважины 3’.Further, two tubing strings - tubing of different diameters were lowered into the horizontal production well 3 1 , placing the end of the tubing string of
Осуществили закачку пара в объеме 120 т/сут, в одиночную горизонтальную добывающую скважину 31 в течение 3 месяцев, после этого выждав 42 дня для остывания ствола скважины осуществили спуск центробежного насоса на глубину 348 м, эксплуатировали в режиме отбора продукции с контролем температуры добываемой жидкости на устье скважины 31, после 4 месяцев эксплуатации дебит по нефти упал до 0,7 т/сут и температура постепенно упала с 76 °С до 18 °С. После этого скважину 31 повторно запустили под нагнетание пара с режимом 120 т/сут, закачку пара осуществляли в течении 3,5 месяцев. После этого выждав 48 дней для остывания ствола скважины осуществили спуск центробежного насоса на глубину 378 м, эксплуатировали в течении 5 месяцев в режиме отбора продукции с контролем температуры добываемой жидкости на устье скважины 31. Дебит по нефти стабилизировался на уровне 15 т/сут, дебит по жижкости составил 95 т/сут, температура добываемой продукции на устье стабилизировалась на значениях 85-90 °С.Steam was injected in a volume of 120 t/day into a single horizontal production well 3 1 for 3 months, after which, after waiting 42 days for the wellbore to cool down, a centrifugal pump was lowered to a depth of 348 m, operated in the mode of product selection with temperature control of the produced liquid at the
В горизонтальных стволах парных нагнетательных скважин 4, 4’ провели геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательных скважинах 4, 4’ разместили по две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра расположили в начале горизонтального ствола в пределах эксплуатационной колонны, а концы колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %, а для закачки пара в добывающих скважинах разместили колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины.In the horizontal wells of paired
Произвели освоение скважин закачкой пара через горизонтальные добывающие 3, 3’ и нагнетательные 4, 4’ скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры для создания проницаемой зоны между парными горизонтальными скважинами 3, 3’, 4, 4’, далее остановили закачку и выдержали 25-32 дня для термокапиллярной пропитки и остывания ствола горизонтальных добывающих скважин 3, 3’.The wells were completed by steam injection through
Далее посредством ПРС осуществили спуск оптоволоконного кабеля через колтюбинговую установку и спуск насосов в добывающие скважины.Then, by means of a PRS, a fiber-optic cable was lowered through the coiled tubing unit and the pumps were lowered into production wells.
Далее осуществляли закачку пара в горизонтальные нагнетательные скважины 4, 4’ с расходом от 73 до 145 т/сут, добиваясь постоянного режима отбора продукции и температуры на устьях парных добывающих скважин 3, 3’.Next, steam was injected into
Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти, позволяет повысить нефтеизвлечение за счет увеличения охвата паровым воздействием, снизить непроизводительные потери на закачку пара, создать более равномерное паровое воздействие на одиночную скважину и повысить производительность насосного оборудования за счет снижения риска перегрева, а также сократить капитальные затраты на строительство парной нагнетательной скважины.The proposed method for developing a super-viscous oil deposit allows increasing oil recovery by increasing the coverage of steam exposure, reducing unproductive losses for steam injection, creating a more uniform steam impact on a single well and increasing the productivity of pumping equipment by reducing the risk of overheating, as well as reducing capital costs for construction steam injection well.
Claims (2)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2792478C1 true RU2792478C1 (en) | 2023-03-22 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2013075208A1 (en) * | 2011-11-25 | 2013-05-30 | Archon Technologies Ltd. | Oil recovery process using crossed horizontal wells |
| US8978758B2 (en) * | 2011-11-25 | 2015-03-17 | Capri Petroleum Technologies Ltd. | Oil recovery process using crossed hortizonal wells |
| RU2663532C1 (en) * | 2017-10-23 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity oil |
| RU2724729C1 (en) * | 2019-10-17 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit |
| RU2728002C1 (en) * | 2019-11-29 | 2020-07-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Development method of high-viscosity oil and natural bitumen deposit |
| RU2767625C1 (en) * | 2021-09-27 | 2022-03-18 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for developing a deposit of extra-viscous oil |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2013075208A1 (en) * | 2011-11-25 | 2013-05-30 | Archon Technologies Ltd. | Oil recovery process using crossed horizontal wells |
| US8978758B2 (en) * | 2011-11-25 | 2015-03-17 | Capri Petroleum Technologies Ltd. | Oil recovery process using crossed hortizonal wells |
| RU2663532C1 (en) * | 2017-10-23 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity oil |
| RU2724729C1 (en) * | 2019-10-17 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit |
| RU2728002C1 (en) * | 2019-11-29 | 2020-07-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Development method of high-viscosity oil and natural bitumen deposit |
| RU2767625C1 (en) * | 2021-09-27 | 2022-03-18 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for developing a deposit of extra-viscous oil |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2350747C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2305762C1 (en) | Method for viscous oil or bitumen deposit field development | |
| RU2368767C1 (en) | High-viscous and heavy oil field development method with thermal action | |
| WO2000039428A2 (en) | Artificial aquifers in hydrologic cells for oil recovery | |
| RU2342522C1 (en) | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| CN110259421B (en) | Fractured compact oil reservoir water injection energy supplementing method | |
| RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2678739C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2343276C1 (en) | Method of development of high viscous oil deposit | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2513484C1 (en) | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2334098C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| RU2792478C1 (en) | Method for developing extra-viscous oil deposits (options) | |
| RU2743478C1 (en) | Difficult turonian gas production method | |
| RU2555163C1 (en) | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells | |
| WO2008100176A1 (en) | Method for developing hydrocarbon accumulations | |
| RU2199657C2 (en) | Underground-surface method of development of high- viscosity oil deposit | |
| RU2719882C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit at late stage | |
| CN107701158A (en) | Method for exploiting foam type superheavy oil | |
| RU2652245C1 (en) | Method for developing the bituminous oil deposit | |
| RU2199004C2 (en) | Method of oil formation development | |
| RU2683458C1 (en) | Highly viscous oil or bitumen deposit development method | |
| RU2794686C1 (en) | Method for development of deposits of high-viscosity oil and natural bitumen | |
| RU2464414C1 (en) | Method of developing multi-bed massive oil deposit |