RU2813871C1 - 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
- RU2813871C1 RU2813871C1 RU2023125450A RU2023125450A RU2813871C1 RU 2813871 C1 RU2813871 C1 RU 2813871C1 RU 2023125450 A RU2023125450 A RU 2023125450A RU 2023125450 A RU2023125450 A RU 2023125450A RU 2813871 C1 RU2813871 C1 RU 2813871C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- steam
- injection
- horizontal
- production
- 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 81
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 81
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 80
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 25
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 15
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 11
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 7
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 7
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 6
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims description 6
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 4
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 claims description 3
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 abstract description 24
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 6
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 abstract description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. The invention relates to the oil production industry and can be used in the development of highly viscous and bitumen oil deposits.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий 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, 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 в малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давления раскрытия вертикальных трещин, причем после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину, а из добывающей горизонтальной скважины отбирают продукцию до полной выработки продуктивного пласта (см. патент РФ № 2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.11.2006, бюл. № 32).There is a known method for developing a high-viscosity oil deposit, including the construction of a horizontal production well and an injection well located above and parallel to the production well, the creation of a permeable zone between the wells by injecting water vapor into both wells, while the degree of dryness of the injected steam is periodically alternated, first high-grade steam is injected degree of dryness until the injectivity of the injection two-well horizontal well and the proportion of steam in the sampled product increase, and then steam is injected at a low degree of dryness, the volume of which is determined by increasing the injection pressure, which is maintained not exceeding the opening pressure of vertical fractures, and after creating a permeable zone, only steam is supplied into a horizontal injection well, and products are taken from a horizontal production well until the productive formation is completely depleted (see RF patent No. 2287677, IPC E21B 43/24, publ. November 20, 2006, Bulletin No. 32).
Недостатками способа являются применение двухустьевых парных скважин, что приводит к высоким материальным и энергетическим затратам на строительство двухустьевых горизонтальных скважин, связанные с необходимостью добуривания, обсаживания, цементирования и обустройства второго устья. Также увеличение давления (для перехода с закачки пара высокой степени сухости на пар малой степени сухости) не всегда можно зафиксировать на устье нагнетательных скважин, так как на определенном этапе создания обширной паровой камеры с разряжением вследствие выработки запасов не происходит снижения приемистости и роста давления при закачке пара, что приводит к риску прорыва сухого пара к добывающей скважине и снижению продуктивности насоса, и срывам его работы вследствие высокой температуры. The disadvantages of this method are the use of two-head paired wells, which leads to high material and energy costs for the construction of two-head horizontal wells associated with the need for additional drilling, casing, cementing and arrangement of the second wellhead. Also, an increase in pressure (for the transition from injection of steam with a high degree of dryness to steam with a low degree of dryness) cannot always be recorded at the mouth of injection wells, since at a certain stage of creating an extensive steam chamber with vacuum due to the depletion of reserves, there is no decrease in injectivity and no increase in pressure during injection steam, which leads to the risk of dry steam breakthrough to the production well and a decrease in pump productivity, and disruption of its operation due to high temperature.
Известен способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающий бурение геологоразведочных скважин для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи, опробование залежи через них и при получении притока нефти проведение ее физико-химического анализа, определение вязкости нефти в пластовых условиях, в зависимости от значения вязкости применение поправочного коэффициента α к формуле расчета объема пара, 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 (см. патент РФ № 2724707, МПК Е21В 43/24, опубл. 25.06.2020, бюл. № 18), который принят за прототип. There is a known method for developing paired horizontal wells producing high-viscosity oil, including drilling exploration wells to delineate an oil-saturated reservoir and assess the potential for industrial development of the deposit, testing the deposit through them and, upon receiving an influx of oil, conducting its physical and chemical analysis, determining the viscosity of oil in reservoir conditions, in depending on the viscosity value, applying the correction factor α to the formula for calculating the volume of steam, constructing a horizontal production well and an injection well located above and parallel to the production well, creating a permeable zone between the wells by injecting water steam into both wells, and after creating the permeable zone, steam is supplied only into a horizontal injection well, and products are taken from a horizontal production well (see RF patent No. 2724707, IPC E21B 43/24, publ. 06.25.2020, bulletin No. 18), which is adopted as a prototype.
В известном способе, 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%. Для закачки пара в добывающей скважине размещают одну или две колонны 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 формулеIn the known method, geophysical surveys are carried out in a horizontal injection well to determine oil saturation along the horizontal well, after which two columns of tubing are placed in the injection well, with the end of the column of a smaller diameter being placed at the beginning of the horizontal well, and the end of the column of a larger diameter. diameter - in an area with oil saturation of more than 60%. To inject steam, one or two tubing strings are placed in the production well. The end or ends are shifted horizontally relative to the ends of the tubing of the injection well by at least 20 m. Before steam injection, the initial liquid level and the initial pressure in the annulus of horizontal wells are measured, the volume of steam calculated by the formula is injected into both wells
, ,
где - масса закачиваемого пара в горизонтальную скважину, т;Where - mass of steam injected into a horizontal well, t;
- длина фильтровой части добывающей скважины, м; - length of the filter part of the production well, m;
- коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины, т/м; - steam consumption coefficient per linear meter of the filter part of a horizontal well, t/m;
- поправочный коэффициент, учитывающий вязкость нефти в пластовых условиях; - correction factor taking into account the viscosity of oil in reservoir conditions;
В процессе 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 ( - допустимое давление сохранения целостности покрышки нефтенасыщенной залежи), останавливают освоение горизонтальных скважин закачкой пара и переводят скважины для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины. Далее 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 дальше 20 м начала фильтровой части. При отсутствии участков прогрева с температурой более 120°С в интервале 300 м от начала фильтровой зоны в эксплуатационной колонне устанавливают насос дальше 20 м начала фильтровой части с использованием трубы-хвостовика. Возобновляют закачку пара через нагнетательную скважину, а отбор продукции - насосом. 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. In the process of injecting the estimated volume of steam into horizontal wells, liquid levels and pressure in the annulus are measured twice a week and the dynamics of their changes are monitored. If the pressure in the annulus exceeds the value ( - permissible pressure for maintaining the integrity of the seal of an oil-saturated reservoir), the development of horizontal wells is stopped by steam injection and the wells are transferred for thermocapillary impregnation and cooling of the production wellbore. Next, thermobarometric measurements are carried out through geophysical research. Based on the results of geophysical research, the temperature distribution along the horizontal wellbore of the production well is additionally determined. If there are heating areas with a temperature of more than 120°C in the interval of 300 m from the beginning of the filter zone, a pump is installed in the production casing further than 20 m from the beginning of the filter section. If there are no heating areas with a temperature of more than 120°C, in the interval of 300 m from the beginning of the filter zone, a pump is installed in the production casing further than 20 m from the beginning of the filter section using a liner pipe. Steam injection is resumed through the injection well, and product extraction is resumed using a pump. When the liquid temperature decreases below the maximum permissible at the pump inlet, steam injection through the injection well is increased, and when the temperature at the pump inlet increases, steam injection through the injection well is reduced and/or the pump is switched to periodic operation mode. After stabilization of the temperature at the pump inlet equal to the maximum permissible under operating conditions, the pump is switched to a constant operating mode.
Недостатком данного способа является рассмотрение только одной пары скважин. При этом экономически целесообразным является вовлечение залежей с количеством парных скважин не менее 6 пар, со строительством необходимой инфраструктуры генерации пара и сбора продукции. Парные скважины размещают на участках пласта с нефтенасыщенной толщиной более 10 метров. При этом горизонтальные стволы размещают параллельно друг другу в плане и на расстоянии 100 метров друг от друга. В данном случае, при запуске одновременно всех скважин под закачку пара, есть значительные риски снижения качества освоения скважин закачкой пара на начальном этапе эксплуатации залежи, связанной с ростом пластового давления до значения давления разрыва породы покрышки (надлежащей над продуктивным пластом) и снижения приемистости скважин при закачке пара. Все это, в свою очередь, приводит к риску создания паровой камеры недостаточного объема над добывающей скважиной для обеспечения притока сверхвязкой нефти и отсутствию термодинамической связи между добывающей и нагнетательной скважинами и, соответственно, к недостижению проектных дебитов по нефти.The disadvantage of this method is that only one pair of wells is considered. At the same time, it is economically feasible to involve deposits with a number of paired wells of at least 6 pairs, with the construction of the necessary infrastructure for steam generation and production collection. Paired wells are placed in areas of the formation with an oil-saturated thickness of more than 10 meters. In this case, horizontal trunks are placed parallel to each other in plan and at a distance of 100 meters from each other. In this case, when launching all wells simultaneously for steam injection, there are significant risks of reducing the quality of development of wells by steam injection at the initial stage of reservoir operation, associated with an increase in reservoir pressure to the value of the burst pressure of the seal rock (properly above the productive formation) and a decrease in well injectivity when steam injection. All this, in turn, leads to the risk of creating a steam chamber of insufficient volume above the production well to ensure the influx of super-viscous oil and the lack of thermodynamic connection between the production and injection wells and, accordingly, to failure to achieve the design oil flow rates.
Следующим недостатком способа является отсутствие контроля степени сухости пара при выходе из котельной, так как на этапе освоения скважин закачкой пара для создания паровой камеры и создания термодинамической связи между добывающей и нагнетательной скважинами важно, чтобы котельная производила пар с сухостью в диапазоне 90-100 %. Сухой пар содержит в себе меньше воды и, соответственно, меньше будет влиять на рост пластового давления при одновременном освоении нескольких парных скважин, расположенных параллельно друг другу на расстоянии 100 м между собой. Сухость пара важна ещё и потому, что непосредственно влияет на общее количество передаваемой энергии, содержащейся в паре (как правило, скрытой теплоты), которая в свою очередь определяет эффективность и качество подогрева паровой камеры. После завершения освоения парных скважин закачкой пара в обе скважины и перевода добывающей скважины в режим отбора продукции и работы в данном режиме не менее 3 месяцев, возможна закачка более влажного пара с сухостью пара 70-90 % для поддержания пластового давления и образования достаточного объема конденсата в пласте.The next disadvantage of this method is the lack of control over the degree of steam dryness when leaving the boiler room, since at the stage of well development by pumping steam to create a steam chamber and create a thermodynamic connection between the production and injection wells, it is important that the boiler room produces steam with a dryness in the range of 90-100%. Dry steam contains less water and, accordingly, will have less influence on the increase in reservoir pressure during the simultaneous development of several paired wells located parallel to each other at a distance of 100 m from each other. Steam dryness is also important because it directly affects the total amount of transferred energy contained in the steam (usually latent heat), which in turn determines the efficiency and quality of heating of the steam chamber. After completion of the development of paired wells by pumping steam into both wells and transferring the producing well to production mode and operating in this mode for at least 3 months, it is possible to inject more humid steam with a steam dryness of 70-90% to maintain reservoir pressure and form a sufficient volume of condensate in layer.
Техническими задачами предлагаемого способа являются:The technical objectives of the proposed method are:
- повышение эффективности освоения и последующей разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, снижение риска значительного роста пластового давления до значения давления разрыва породы покрышки вследствие массового освоения скважин залежи и снижения приемистости при освоении закачкой пара горизонтальных скважин,- increasing the efficiency of development and subsequent development of high-viscosity oil deposits using paired horizontal wells, reducing the risk of a significant increase in reservoir pressure to the value of the burst pressure of the seal rock due to the massive development of wells in the deposit and a decrease in injectivity during development by injection of paired horizontal wells,
- контроль степени сухости закачиваемого пара в обе парные скважины с поддержанием сухости в диапазоне 90-100 % на этапе освоения скважин залежи высоковязкой нефти закачкой пара для создания проницаемой зоны между парными скважинами и паровой камеры над добывающей скважиной.- control of the degree of dryness of the injected steam into both paired wells with maintaining dryness in the range of 90-100% at the stage of well development of high-viscosity oil deposits by injection of steam to create a permeable zone between the paired wells and a steam chamber above the production well.
Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающем бурение геологоразведочных скважин до строительства горизонтальных скважин 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 строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, перед закачкой пара производят замер начального уровня жидкости и начального давления в затрубном пространстве горизонтальных скважин, 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, 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,The solution to the problem is achieved by the fact that in the method of developing paired horizontal wells producing high-viscosity oil, including drilling exploration wells before constructing horizontal wells to delineate an oil-saturated reservoir and assess the potential for industrial development of the deposit, then the deposit is sampled through them and, when an influx of oil is received, it is carried out physical and chemical analysis, determine the viscosity of oil in reservoir conditions, then construct a horizontal production well and an injection well located above and parallel to the production well; before steam injection, measure the initial liquid level and initial pressure in the annulus of horizontal wells, creating a permeable zone between the wells by injecting water steam into both wells, and after creating a permeable zone, steam is supplied only to the horizontal injection well, and products are taken from the producing horizontal well, geophysical surveys are carried out in the horizontal bore of the injection well to determine oil saturation along the horizontal bore, after which in the injection well two tubing strings are placed, with the end of the smaller-diameter string being placed at the beginning of the horizontal wellbore, and the larger-diameter end of the string in the zone with an oil saturation of more than 60%, and for steam injection, one or two tubing strings are placed in the production well, the estimated volume of steam is injected into both wells; after the completion of injection of the estimated volume of steam, the wells are stopped for a period of time for thermocapillary impregnation and cooling of the production wellbore, in which thermobarometric measurements are carried out through geophysical research, a pump running on the tubing string is installed, equipped with temperature and pressure sensors at the receiving end and a fiber-optic cable along the entire length of the filter, then steam injection through the injection well is resumed, and the product is sampled by a pump by taking a thermogram along the production wellbore using a fiber-optic cable and measuring the temperature at the pump intake to control the process of uniform heating of the production well,
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, согласно техническому решению, 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 10 м, перед закачкой пара парные скважины, питаемые одним парогенератором, разбивают на 2 группы с расположением скважин одной группы между скважинами другой группы, закачку пара в скважины каждой группы осуществляют поочередно, масса закачиваемого пара в обе скважины рассчитывается по формулеMoreover, when the liquid temperature decreases below the maximum permissible at the pump inlet, steam injection through the injection well is increased, and when the temperature at the pump inlet increases, steam injection through the injection well is reduced and/or the pump is transferred to periodic operation mode, after stabilizing the temperature at the pump inlet equal to the maximum acceptable according to operating conditions, the pump is transferred to a constant operating mode, according to the technical solution , when placing one or two tubing strings in a production well, the end or ends are shifted horizontally relative to the ends of the tubing of the injection well by at least 10 m, before steam injection into paired wells, powered by one steam generator, are divided into 2 groups with the location of wells of one group between the wells of another group, steam is injected into the wells of each group alternately, the mass of steam injected into both wells is calculated by the formula
где – масса закачиваемого пара, т;Where – mass of injected steam, t;
– плотность пара, кг/м3; – steam density, kg/ m3 ;
– средний коэффициент пористости, доли ед.; – average porosity coefficient, fractions of units;
– длина горизонтального перфорированного ствола скважины, м; – length of horizontal perforated wellbore, m;
– средняя толщина нефтенасыщенного пласта, м; – average thickness of the oil-saturated formation, m;
объём пара по массе при соответствующем давлении и температуре в м3/кг, определяемый по стандартной таблице свойств насыщенного водяного пара, volume of steam by mass at the corresponding pressure and temperature in m 3 / kg, determined from the standard table of properties of saturated water steam,
- сухость пара на выходе из парогенератора. - dryness of steam at the outlet of the steam generator.
после перевода добывающей скважины на отбор продукции и эксплуатации в данном режиме не менее 3-х месяцев, осуществляется контроль уровня жидкости, при снижении уровня жидкости ниже высоты от поверхности до кровли продуктивного пласта, осуществляется закачка более влажного пара с сухостью 70-90 %.after the production well is transferred to production sampling and operation in this mode for at least 3 months, the liquid level is monitored, and when the liquid level drops below height from the surface to the roof of the productive formation, more humid steam is injected with a dryness of 70-90%.
Реализация предлагаемого способа поясняется графическим материалом. The implementation of the proposed method is illustrated with graphic material.
На фиг. 1 показана схема расположения парных скважин в зависимости от площади и толщины продуктивных залежей.In fig. Figure 1 shows a diagram of the location of paired wells depending on the area and thickness of productive deposits.
В зависимости от размера залежи в плане и изменения ее толщины по площади бурят парные скважины с расстоянием между парами не менее 100 м. Расстояние между парой нагнетательной и добывающей скважины составляет около 5 м.Depending on the size of the deposit in plan and the change in its thickness over the area, paired wells are drilled with a distance between pairs of at least 100 m. The distance between a pair of injection and production wells is about 5 m.
При этом нагнетательные скважины располагаются выше и параллельно добывающим, создается проницаемая зона 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. Далее 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 %. 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 пар, масса которого рассчитывается по формулеIn this case, the injection wells are located above and parallel to the production wells, a permeable zone is created between the wells by injecting water steam 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 production well in the horizontal barrel of the injection well carry out geophysical research to determine oil saturation along a horizontal wellbore. Next, two strings of tubing (tubing) are placed in the injection well, with the end of the smaller-diameter string being placed at the beginning of the horizontal wellbore, and the end of the larger-diameter string in the zone with an oil saturation of more than 60%. To inject steam, one or two tubing strings are placed in the production well with the end or ends displaced horizontally relative to the ends of the tubing of the injection well by at least 10 m; steam is injected into both wells, the mass of which is calculated by the formula
(1) (1)
где – масса закачиваемого пара в добывающую горизонтальную скважину, т;Where – mass of steam injected into a horizontal production well, t;
– плотность пара, кг/м3; – vapor density, kg/ m3 ;
– средний коэффициент пористости, доли ед.; – average porosity coefficient, fractions of units;
– длина горизонтального перфорированного ствола скважины, м; – length of horizontal perforated wellbore, m;
– средняя толщина нефтенасыщенного пласта, м. – average thickness of the oil-saturated formation, m.
Плотность пара определяется по формуле Vapor Density determined by the formula
(2) (2)
где - объём пара по массе при соответствующем давлении и температуре в м3/кг (по стандартной таблице свойств насыщенного водяного пара),Where - volume of steam by mass at the corresponding pressure and temperature in m 3 / kg (according to the standard table of properties of saturated water steam),
- сухость пара на выходе из парогенератора. - dryness of steam at the outlet of the steam generator.
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. Далее на колонне НКТ спускают насос, оснащенный на приеме датчиками температуры, давления и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра. 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. 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 completion of injection of the estimated volume of steam, the wells are stopped for a period of time for thermocapillary impregnation and cooling of the production wellbore, in which thermobarometric measurements are carried out through geophysical research. Based on the results of geophysical studies, transition zones with temperatures between greater and lesser heating are identified in a horizontal wellbore of a production well. Next, a pump is lowered onto the tubing string, equipped at the receiving end with temperature and pressure sensors and a fiber-optic cable along the entire length of the filter. Steam injection through the injection well is resumed, and production is sampled by the pump by taking a thermogram along the production wellbore using a fiber-optic cable and measuring the temperature at the pump intake to control the process of uniform heating of the production well. When the liquid temperature decreases below the maximum permissible at the pump inlet, steam injection through the injection well is increased, and when the temperature at the pump inlet increases, steam injection through the injection well is reduced and/or the pump is switched to periodic operation. After stabilizing the temperature at the pump inlet equal to the maximum permissible under operating conditions, the pump is switched to a constant operating mode.
До инициации процесса освоения залежи потребное количество пара определяют по числу пар горизонтальных парных скважин (прогнозному количеству скважин на залежи). Так, необходимый суточный объем пара для закачки в нагнетательные скважины после их выхода на постоянный режим работы составляет около 90 т/сут (при этом добывающие работают на отбор продукции). Поэтому подбирают мощность котельной установки исходя из опыта эксплуатации скважин для добычи сверхвязкой нефти на уровне 90 т/сут. Как правило, одной котельной оснащаются не менее 6 пар скважин.Before initiating the process of deposit development, the required amount of steam is determined by the number of pairs of horizontal paired wells (predicted number of wells per deposit). Thus, the required daily volume of steam for injection into injection wells after they reach a constant operating mode is about 90 tons/day (at the same time, producers work to select products). Therefore, the power of the boiler plant is selected based on the experience of operating wells for the production of ultra-viscous oil at the level of 90 tons/day. As a rule, at least 6 pairs of wells are equipped with one boiler room.
При этом начальный этап освоения залежи закачкой пара во все скважины одновременно несет в себе риски снижения качества освоения скважин закачкой пара, связанной с ростом пластового давления, снижения приемистости при одновременном запуске под закачку всех парных скважин на залежи. Все это может, в свою очередь привести к риску создания паровой камеры над добывающей скважиной недостаточного объема и отсутствию термодинамической связи между добывающей и нагнетательной скважинами, а также производительности котельного оборудования будет недостаточно для обеспечения освоения всех скважин залежи. Поэтому предлагается проводить освоение пар скважин в шахматном порядке через одну пару скважин в несколько этапов. При этом фактическая производительность пара не превышает 90% от максимальной мощности котельного оборудования.At the same time, the initial stage of development of a deposit by injection of steam into all wells simultaneously carries the risks of reducing the quality of development of wells by injection of steam associated with an increase in reservoir pressure, reducing injectivity while simultaneously launching all paired wells in the deposit for injection. All this can, in turn, lead to the risk of creating a steam chamber above the production well of insufficient volume and the lack of thermodynamic connection between the production and injection wells, as well as the productivity of the boiler equipment will be insufficient to ensure the development of all wells of the deposit. Therefore, it is proposed to carry out the development of pairs of wells in a checkerboard pattern through one pair of wells in several stages. In this case, the actual steam productivity does not exceed 90% of the maximum power of the boiler equipment.
Перед закачкой пара парные скважины, в зависимости от мощности котельной, разбиваются как минимум на 2 группы с расположением скважин одной группы между скважинами другой группы. На фиг. 1 показан вариант разбивки парных скважин на две группы, которые выделены красным и зеленым цветами. На первом этапе закачка пара осуществляется в парные скважины 1/2, 5/6, 9/10, 13/14, 17/18, 21/22, 25/26, 30/31 (горизонтальные стволы скважин помечены красным цветом), а на втором этапе – в парные скважины 3/4, 7/8, 11/12, 15/16, 19/20, 23/24, 27/28, 32/33 (горизонтальные стволы скважин помечены зеленым цветом).Before steam injection, paired wells, depending on the power of the boiler house, are divided into at least 2 groups with the wells of one group located between the wells of the other group. In fig. Figure 1 shows an option for dividing paired wells into two groups, which are highlighted in red and green. At the first stage, steam is injected into paired wells 1/2, 5/6, 9/10, 13/14, 17/18, 21/22, 25/26, 30/31 (horizontal wells are marked in red), and at the second stage - into paired wells 3/4, 7/8, 11/12, 15/16, 19/20, 23/24, 27/28, 32/33 (horizontal wells are marked in green).
Прогнозную закачку подбирают от числа нагнетательных скважин на данной залежи умножая на среднесуточную закачку на одну скважину, как правило 90 т/сут на нагнетательную скважину. При этом загрузка котельной должна быть не более 90% от максимальной выработки (например, если установлены 4 котла производительностью по 50 т пара в час, суммарная производительность будет 200 т/час или 4800 т/сут, но для оптимальной работы котлов их загрузку нужно держать не более 90%, то-есть общая суточная выработка будет 0,9*4800 = 4320 т/сут). Например, для подбора оптимальной схемы можно выбирать котлы мощностью 12, 25, 50 т/час.Forecast injection is selected based on the number of injection wells in a given deposit, multiplied by the average daily injection per well, usually 90 tons/day per injection well. In this case, the boiler room load should be no more than 90% of the maximum output (for example, if 4 boilers with a capacity of 50 tons of steam per hour are installed, the total productivity will be 200 tons / hour or 4800 tons / day, but for optimal operation of the boilers, their load must be kept no more than 90%, that is, the total daily output will be 0.9*4800 = 4320 t/day). For example, to select the optimal design, you can choose boilers with a capacity of 12, 25, 50 t/hour.
После перевода добывающей скважины на отбор продукции и эксплуатации в данном режиме не менее 3-х месяцев, осуществляется контроль уровня жидкости посредством исследования эхолотом через затрубную запорную арматуру. При снижении уровня жидкости ниже ¼ высоты от поверхности до кровли продуктивного пласта, осуществляется закачка более влажного пара с сухостью 70 - 90% для поддержания пластового давления и образования достаточного объема конденсата в пласте для обеспечения притока жидкости с верхних и периферийных областей созданной паровой камеры к насосам в добывающих скважинах. Тем самым предотвращается прорыв пара, ведущий к перегреву и снижению продуктивности насоса.After the production well is transferred to production sampling and operation in this mode for at least 3 months, the liquid level is monitored by examining it with an echo sounder through the annular shut-off valves. When the liquid level decreases below ¼ of the height from the surface to the top of the productive formation, more humid steam with a dryness of 70 - 90% is injected to maintain reservoir pressure and form a sufficient volume of condensate in the formation to ensure the flow of liquid from the upper and peripheral areas of the created steam chamber to the pumps in production wells. This prevents steam breakthrough, leading to overheating and reduced pump productivity.
Пример конкретного выполнения способа. An example of a specific implementation of the method.
Рассмотрим реализацию способа для шести пар скважин, так как при числе пар менее 6 строительство стационарной котельной экономически нецелесообразно.Let us consider the implementation of the method for six pairs of wells, since with the number of pairs less than 6, the construction of a stationary boiler house is not economically feasible.
Продуктивный пласт Архангельской залежи 1 сверхвязкой нефти Архангельского месторождения разбурили вертикальными оценочными скважинами в количестве 117 штук, провели отбор кернов и геофизические исследования. Произвели оконтуривание залежи 1 сверхвязкой нефти размерами 2,9 х 2,1 км, высотой от 17 до 33 м, средняя глубина кровли нефтенасыщенного пласта - 185 м, залежь 1 представлена песчаниками и мелко и среднезернистыми песками. Начальная пластовая температура – 8°С, средняя нефтенасыщенная толщина по залежи - 16,4 м, вязкость нефти в пластовых условиях составляет 29372*10-6 м2/с.The productive formation of the Arkhangelsk deposit 1 of super-viscous oil of the Arkhangelsk field was drilled with 117 vertical appraisal wells, core sampling and geophysical research were carried out. We delineated deposit 1 of super-viscous oil with dimensions of 2.9 x 2.1 km, height from 17 to 33 m, the average depth of the roof of the oil-saturated reservoir is 185 m, deposit 1 is represented by sandstones and fine and medium-grained sands. The initial reservoir temperature is 8°C, the average oil-saturated thickness in the deposit is 16.4 m, the viscosity of oil in reservoir conditions is 29372 * 10 -6 m 2 /s.
На залежи сверхвязкой нефти производят строительство шести парных одноустьевых горизонтальных скважин в пределах площади, оконтуренной 10 метровой нефтенасыщенной толщиной продуктивного пласта (рис 2). Скважины бурят парами: нижняя добывающая (1, 3, 5, 7, 9, 11) и выше на 5 метров верхняя нагнетательная (2, 4, 6, 8, 10, 12). Пары скважин бурят параллельно друг другу в плане, на расстоянии 100 метров между парами, таким образом, расстояние между смежными добывающими скважинами составляет 100 м. Горизонтальные стволы скважин пробурены долотом диаметром 244,5 мм и обсажены колонной с щелями - щелевым фильтром с образованием фильтровой части. В нагнетательных и добывающих скважинах размещают по две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ, в первой и второй половинах горизонтального ствола (описано в патенте РФ № 2663527, МПК Е21В 43/24, Е21В 47/00, опуб. 07.08.2018, бюл. № 22). In super-viscous oil deposits, six paired single-wellhead horizontal wells are being constructed within the area outlined by the 10-meter oil-saturated thickness of the productive formation (Figure 2). Wells are drilled in pairs: lower production (1, 3, 5, 7, 9, 11) and 5 meters higher, upper injection (2, 4, 6, 8, 10, 12). Pairs of wells are drilled parallel to each other in plan, at a distance of 100 meters between pairs, so the distance between adjacent production wells is 100 m. Horizontal wellbores are drilled with a bit with a diameter of 244.5 mm and lined with a column with slots - a slotted filter to form a filter part . In injection and production wells, two strings of tubing pipes are placed in the first and second halves of the horizontal well (described in RF patent No. 2663527, MPK E21B 43/24, E21B 47/00, publ. 08/07/2018, bulletin. No. 22).
Строят стационарную котельную, при этом мощность подбирают исходя из прогнозной закачки нагнетательных скважин на данной залежи умножая на среднесуточную закачку на одну скважину, 90 т/сут, таким образом, необходимая мощность котельной должна составить 90*6 = 540 т/сут. Данную мощность можно обеспечить наличием одного котла, вырабатывающего максимально 25 т пара в час. При этом суточная максимальная выработка составит 25 т/час*24 часа = 600 т/сут, и загрузка такой котельной (при режиме закачки пара во все 6 нагнетательных скважин и отбора продукции через 6 добывающих скважин) составит 540 т/сут / 600 т/сут * 100% = 90%. Данная загрузка является оптимальной согласно предлагаемого способа.A stationary boiler house is built, and the power is selected based on the forecast injection of injection wells in a given deposit, multiplied by the average daily injection per well, 90 t/day, so the required boiler house capacity should be 90 * 6 = 540 t/day. This power can be achieved by having one boiler producing a maximum of 25 tons of steam per hour. In this case, the daily maximum output will be 25 t/hour * 24 hours = 600 t/day, and the loading of such a boiler house (with steam injection into all 6 injection wells and product selection through 6 production wells) will be 540 t/day / 600 t/ days * 100% = 90%. This loading is optimal according to the proposed method.
Далее инициируем закачку пара, но не во все 12 скважин на залежи одновременно (как указано в прототипе), а в 2 этапа - через одну пару. Таким образом в первом этапе будем закачивать пар в скважины первой группы: добывающую 1 и нагнетательную 2, добывающую 5 и нагнетательную 6, добывающую 9 и нагнетательную 10.Next, we initiate steam injection, but not into all 12 wells in the deposit simultaneously (as indicated in the prototype), but in 2 stages - through one pair. Thus, in the first stage we will pump steam into the wells of the first group: production 1 and injection 2, production 5 and injection 6, production 9 and injection 10.
Рассчитывают начальную массу закачиваемого пара в каждую горизонтальную скважину по следующей формуле (1).The initial mass of steam injected into each horizontal well is calculated using the following formula (1).
Далее закачивают пар расчетного объема с сухостью 97 % для освоения и создания гидродинамической связи между парами в объеме. Характеристики скважины первой группы и параметры пара приведены в таблице 1.Next, steam of the calculated volume with a dryness of 97% is pumped in to develop and create a hydrodynamic connection between the steam in the volume. The characteristics of the first group well and steam parameters are given in Table 1.
Таблица 1. Характеристики скважины первой группы и параметры параTable 1. Characteristics of the first group well and steam parameters
Парные скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины на 7 суток, далее размещают спускаемые на колонне НКТ электроцентробежные насосы марки ЭЦН5А-160-300 в эксплуатационных колоннах скважин, насосы оснащены на приеме датчиками температуры и давления, и прокладывают оптоволоконный кабель по всей длине фильтра. Информация с датчиков по кабелю передается на устья скважин. Начинают отбор из добывающих скважин 1, 5, 9 с дебитом по жидкости 1-90 т/сут, 5 -114 т/сут, 9 – 118 т/сут и возобновляют закачку пара с расходом около 60 т/сут во все три нагнетательные скважины 2, 6, 10. Paired wells are stopped for a period of time for thermocapillary impregnation and cooling of the producing wellbore for 7 days, then electric centrifugal pumps of the ETSN5A-160-300 brand running on the tubing string are placed in the production strings of the wells, the pumps are equipped with temperature and pressure sensors at the receiving end, and a fiber-optic cable is laid along the the entire length of the filter. Information from the sensors is transmitted via cable to the wellheads. They begin sampling from production wells 1, 5, 9 with a liquid flow rate of 1-90 t/day, 5 -114 t/day, 9 – 118 t/day and resume steam injection at a flow rate of about 60 t/day into all three injection wells 2, 6, 10.
После этого начинают освоение закачкой пара сухостью 96 % скважин второй группы: добывающую 3 и нагнетательную 4, добывающую 7 и нагнетательную 8, добывающую 11 и нагнетательную 12 с суточным расходом 84 т/сут в нагнетательные скважины и 68 т/сут в добывающие скважины.After this, development begins by pumping dry steam into 96% of the wells of the second group: production 3 and injection 4, production 7 and injection 8, production 11 and injection 12 with a daily flow rate of 84 tons/day into injection wells and 68 tons/day into production wells.
Характеристики скважины второй группы и параметры пара приведены в таблице 2.The characteristics of the second group well and steam parameters are given in Table 2.
Таблица 2. Характеристики скважины второй группы и параметры параTable 2. Characteristics of the second group well and steam parameters
Парные скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины на 7 суток, далее размещают спускаемые на колонне НКТ электроцентробежные насосы марки ЭЦН5А-160-300 в эксплуатационных колоннах скважин, насосы оснащены на приеме датчиками температуры и давления, и прокладывают оптоволоконный кабель по всей длине фильтра. Информация с датчиков по кабелю передается на устья скважин. Начинают отбор из добывающих скважин 3, 7, 11 с дебитом по жидкости 3-112 т/сут, 7 -96 т/сут, 11 – 116 т/сут и возобновляют закачку пара с сухостью пара 96 % с расходом около 90 т/сут во все три нагнетательные скважины 4, 8, 12, также в нагнетательных скважинах 2, 6, 10 режим закачки пара устанавливают на уровне 90 т/сут.Paired wells are stopped for a period of time for thermocapillary impregnation and cooling of the producing wellbore for 7 days, then electric centrifugal pumps of the ETSN5A-160-300 brand running on the tubing string are placed in the production strings of the wells, the pumps are equipped with temperature and pressure sensors at the receiving end, and a fiber-optic cable is laid along the the entire length of the filter. Information from the sensors is transmitted via cable to the wellheads. They begin sampling from production wells 3, 7, 11 with a liquid flow rate of 3-112 t/day, 7 -96 t/day, 11 – 116 t/day and resume steam injection with a steam dryness of 96% with a flow rate of about 90 t/day In all three injection wells 4, 8, 12, also in injection wells 2, 6, 10, the steam injection mode is set at 90 t/day.
Продолжают эксплуатацию парных скважин в данном режиме в течение 3-х месяцев, после чего периодически проводят исследования эхолотом уровня жидкости через затрубную запорную арматуру добывающих скважин, через еще 7 месяцев средний уровень жидкости по данным 6 добывающим скважинам снизился с 123 до 45 метров, при этом в добывающей скважине 7 дебит по жидкости значительно снизился вследствие увеличения температуры в зоне нахождения насоса, по прочим скважинам также зафиксированы небольшие снижения производительности насосов по жидкости. После этого увеличили влажность закачиваемого пара до 75% по сухости. После 2,5 месяцев эксплуатации в данном режиме дебиты по жидкости по всем скважинам восстановились до прежних значений и средний уровень жидкости в затрубном пространстве добывающих скважин увеличился до 95 м.They continue to operate paired wells in this mode for 3 months, after which they periodically conduct echo sounder studies of the liquid level through the annular shut-off valves of production wells; after another 7 months, the average liquid level for these 6 production wells decreased from 123 to 45 meters, while in production well 7, the liquid flow rate decreased significantly due to an increase in temperature in the area where the pump was located; for other wells, slight decreases in liquid pump productivity were also recorded. After this, the humidity of the injected steam was increased to 75% dryness. After 2.5 months of operation in this mode, liquid flow rates for all wells were restored to previous values and the average liquid level in the annulus of production wells increased to 95 m.
Claims (10)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2813871C1 true RU2813871C1 (en) | 2024-02-19 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2840637C1 (en) * | 2024-11-01 | 2025-05-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of ultraviscous oil deposit development |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| RU2199656C2 (en) * | 2001-04-17 | 2003-02-27 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of thermal stimulation of high-viscosity oil deposit |
| RU2297524C2 (en) * | 2005-06-03 | 2007-04-20 | Сумбат Набиевич Закиров | Method for treatment of a deposit of highly viscous oil |
| 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 |
| RU2694317C1 (en) * | 2018-08-17 | 2019-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of completion and development of steam horizontal wells producing high-viscosity oil |
| RU2724707C1 (en) * | 2020-01-14 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| RU2199656C2 (en) * | 2001-04-17 | 2003-02-27 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of thermal stimulation of high-viscosity oil deposit |
| RU2297524C2 (en) * | 2005-06-03 | 2007-04-20 | Сумбат Набиевич Закиров | Method for treatment of a deposit of highly viscous oil |
| 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 |
| RU2694317C1 (en) * | 2018-08-17 | 2019-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of completion and development of steam horizontal wells producing high-viscosity oil |
| RU2724707C1 (en) * | 2020-01-14 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2840637C1 (en) * | 2024-11-01 | 2025-05-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of ultraviscous oil deposit development |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2305762C1 (en) | Method for viscous oil or bitumen deposit field development | |
| RU2287677C1 (en) | Method for extracting oil-bitumen deposit | |
| RU2342522C1 (en) | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole | |
| Shen | SAGD for heavy oil recovery | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| O'rourke et al. | UTF project status update, may 1997 | |
| RU2247828C2 (en) | Method for extraction of oil deposit | |
| Yehia et al. | Improving the shale gas production data using the angular-based outlier detector machine learning algorithm | |
| RU2678738C1 (en) | Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method | |
| RU2513484C1 (en) | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation | |
| Martin | Results of a tertiary hot waterflood in a thin sand reservoir | |
| RU2813871C1 (en) | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil | |
| RU2471972C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
| Wang et al. | Quantitative description of characteristics of high-capacity channels in unconsolidated sandstone reservoirs using in situ production data | |
| WO2016139498A2 (en) | Method for operating a carbonate reservoir | |
| RU2543848C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with controlled product extraction from horizontal wells | |
| RU2724707C1 (en) | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil | |
| RU2784700C1 (en) | Method for developing paired horizontal wells producing high-viscosity oil | |
| Fujita | Pressure maintenance by formation water dumping for the Ratawi limestone oil reservoir, offshore Khafji | |
| RU2779868C1 (en) | Method for developing high-viscosity or bituminous oil deposits using paired horizontal wells | |
| Johnson Jr et al. | An evaluation of a steamflood experiment in a Utah tar sand deposit | |
| Mainland | RTD 3 (1) Technological Basis for Commercial in-situ Recovery of Cold Lake Bitumen | |
| 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 | |
| RU2806972C1 (en) | Method of operating paired wells producing high-viscosity oil | |
| RU2269646C2 (en) | Method for oil displacement from oil reservoir |