RU2531963C1 - Development of thick oil or bitumen deposits - Google Patents
Development of thick oil or bitumen deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2531963C1 RU2531963C1 RU2013137949/03A RU2013137949A RU2531963C1 RU 2531963 C1 RU2531963 C1 RU 2531963C1 RU 2013137949/03 A RU2013137949/03 A RU 2013137949/03A RU 2013137949 A RU2013137949 A RU 2013137949A RU 2531963 C1 RU2531963 C1 RU 2531963C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- horizontal
- steam
- well
- production
- Prior art date
Links
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims description 14
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 54
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 54
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 29
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 5
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 claims description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 3
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 claims description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 13
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 Nefras Substances 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 2
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличение добычи высоковязких нефтей или битумов на месторождении за счет расширения областей этой залежи, прогреваемых паром, для добычи из нее продукции.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for increasing the production of highly viscous oils or bitumen in a field by expanding the areas of this deposit heated by steam to produce products from it.
Известен «Способ увеличения добычи высоковязкой нефти или битума» (патент RU №2477785, МПК E21B 43/24, E21B 33/138, опубл. Бюл. №8 от 20.03.2013), включающий бурение и подготовку залежи к эксплуатации по меньшей мере двумя смежными парами горизонтальных параллельных скважин, включающими нагнетательную скважину и расположенную в залежи ниже добывающую скважину, создание проницаемой зоны между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной каждой пары скважин, нагнетание водяного пара по нагнетательным скважинам и одновременное извлечение углеводородов по добывающим скважинам, давление нагнетания водяного пара в нагнетательной скважине первой пары скважин превышает давление нагнетания в нагнетательной скважине второй смежной пары скважин, при этом при критических снижениях дебита высоковязкой нефти и обводнении продукции добывающих скважин в нагнетательную скважину первой пары скважин закачивают изолирующий состав и снижают давление нагнетания водяного пара, а в нагнетательной скважине второй пары скважин давление нагнетания водяного пара поднимают, при повторных критических снижениях дебита высоковязкой нефти и обводнении продукции добывающих скважин в нагнетательную скважину второй пары скважин закачивают изолирующий состав и снижают давление нагнетания водяного пара, а в нагнетательной скважине первой пары давление нагнетания водяного пара поднимают, при этом чередующиеся циклы снижения и подъема давления нагнетания водяного пара в нагнетательные скважины смежных пар скважин с предварительной закачкой изолирующего состава в нагнетательную скважину каждой пары скважин, в которой запланировано снижение давления закачиваемого водяного пара, повторяют не менее одного раза.The well-known "Method of increasing the production of highly viscous oil or bitumen" (patent RU No. 2477785, IPC E21B 43/24, E21B 33/138, publ. Bull. No. 8 of 03/20/2013), including drilling and preparation of deposits for operation by at least two adjacent pairs of horizontal parallel wells, including an injection well and a producing well located in the reservoir below, creating a permeable zone between the injection well and producing well of each pair of wells, injecting water vapor through the injection wells and simultaneously recovering hydrocarbons about production wells, the injection pressure of water vapor in the injection well of the first pair of wells exceeds the injection pressure in the injection well of the second adjacent pair of wells, while with critical decreases in the production rate of high-viscosity oil and watering the production of production wells, the insulating composition is pumped into the injection well of the first pair of wells and reduce the pressure water vapor injection, and in the injection well of the second pair of wells, the water vapor injection pressure is raised, with repeated critical During the production of high-viscosity oil and watering the production of production wells, an insulating composition is pumped into the injection well of the second pair of wells and the water injection pressure is reduced, and the water injection pressure is increased in the injection well of the first couple, while the alternating cycles of lowering and raising the water injection pressure are injected into the injection wells wells of adjacent pairs of wells with preliminary injection of an insulating composition into the injection well of each pair of wells, in which it is planned to reduce e the pressure of the injected water vapor is repeated at least once.
Недостатками данного способа являются необходимость постоянного контроля за обводненностью продукции, требующего привлечения высококвалифицированных специалистов, а также высокие требования к качеству и рецептуре изолирующих составов, так как несвоевременная обработка или обработка изолирующим составом не в нужной пропорции может привести к кольматации и продуктивных участков залежи, что приведет к значительному снижению коэффициента извлечения нефти (КИН) из залежи или к высоким затратам введения в эксплуатацию закольматированных продуктивных участков залежи.The disadvantages of this method are the need for constant monitoring of water cut of the product, requiring the involvement of highly qualified specialists, as well as high requirements for the quality and formulation of insulating compositions, since untimely processing or treatment with an insulating composition in the wrong proportion can lead to mudding and productive sections of the reservoir, which will lead to to a significant reduction in the oil recovery factor (ORF) from the reservoir or to the high costs of commissioning s productive sections of the reservoir.
Известен также «Способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов» (патент RU №2439305, МПК E21B 43/24, опубл. Бюл. №1 от 10.01.2012), включающий строительство добывающей скважины с вскрытым горизонтальным участком в продуктивном пласте и нагнетательной скважины с профилем, параллельным и аналогичным профилю добывающей скважины, но расположенным над ней в том же продуктивном пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, при этом на расстоянии 180-200 м в продуктивном пласте бурят аналогичную и параллельную пару горизонтальных скважин, причем между добывающими горизонтальными скважинами равномерно располагают две нижние добывающие скважины с горизонтальными участками, параллельными горизонтальным участкам добывающих скважин, а между нагнетательными - одну верхнюю добывающую скважину с горизонтальным участком, параллельным горизонтальным участкам нагнетательных скважин, после чего все скважины используют под закачку теплоносителя в виде перегретого пара до создания парогазовой камеры над нагнетательными скважинами, после чего добывающие нижние и верхнюю скважины переводят под отбор нагретой продукции.Also known is the "Method for the development of deposits of highly viscous oils and bitumen" (patent RU No. 2439305, IPC E21B 43/24, publ. Bull. No. 1 of 01/10/2012), including the construction of a producing well with an open horizontal section in the reservoir and an injection well with with a profile parallel and similar to the profile of the producing well, but located above it in the same producing formation, pumping the coolant into the injection well and taking out the production of the formation from the producing well, while at a distance of 180-200 m in the producing formation they drill similar and a parallel pair of horizontal wells, with two lower producing wells with horizontal sections parallel to the horizontal sections of producing wells evenly between horizontal producing wells, and one upper producing well with a horizontal section parallel to the horizontal sections of injection wells between injection wells, after which all wells used for pumping coolant in the form of superheated steam until a vapor-gas chamber is created above the injection wells, after which the producing lower and upper wells are transferred under the selection of heated products.
Недостатком данного способа являются высокие материальные затраты на освоение месторождения высоковязкой нефти или битума, так как требуется строительство большого количества дополнительных горизонтальных скважин между основными и на одном уровне с ними, без изучения свойств паровой камеры и условий добычи.The disadvantage of this method is the high material costs for the development of deposits of highly viscous oil or bitumen, since it requires the construction of a large number of additional horizontal wells between the main and at the same level with them, without studying the properties of the steam chamber and production conditions.
Наиболее близким к предлагаемому является «Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти» (патент RU №2471972, МПК E21B 43/24, опубл. Бюл. №1 от 10.01.2013), включающий строительство горизонтальных добывающих и нагнетательных, 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 месторождения сверхвязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин, причем текущий объем паровой камеры определяют газовой съемкой на поверхности в зоне предполагаемой паровой камеры, при этом если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то увеличивают объем закачки пара, а если больше, то пускают в эксплуатацию как добывающие вертикальные наблюдательные скважины для увеличения объема отбора продукции, причем в качестве теплоносителя используется перегретый пар, смешанный с продуктами сгорания горючего топлива.Closest to the proposed one is the "Method for the development of a super-viscous oil field" (patent RU No. 2471972, IPC E21B 43/24, publ. Bull. No. 1 of 01/10/2013), including the construction of horizontal production and injection, as well as vertical observation wells, injection coolant through injection wells with heating of the reservoir and the creation of a steam chamber, product selection due to steam gravity drainage through production wells and monitoring the state of the steam chamber, while the development of superviscous field oil is controlled by adjusting the current size of the steam chamber by changing the volumes of coolant pumped into the injection wells and withdrawing fluid from the producing wells, and the current volume of the steam chamber is determined by gas surveying on the surface in the area of the proposed steam chamber, if the area of the steam chamber is distributed in the reservoir less distance between the pairs of producing and injection wells, then increase the volume of steam injection, and if more, then put into operation as producing vertically e observation wells to increase the production volume selection, the coolant is used as the superheated steam mixed with the combustion products of fossil fuels.
Недостатками данного способа являются при точном определении размеров паровой камеры незначительное увеличение нефтеотдачи и КИН месторождения, так как увеличение закачки теплоносителя в виде пара или пара вместе с продуктами сгорания горючего топлива приводит к преждевременному обводнению продукции месторождения, добываемой из низлежащей скважины, а введение в эксплуатацию дополнительных добывающих скважин из наблюдательных скважин, которые расположены на месторождении по разреженной сетке без привязки к определенным скважинам и не имеющие регулируемой гидродинамической связи с нагнетательными скважинами, также не дает значительного прироста для добычи продукции месторождения, а приводит только к неконтролируемому и затратному прогреву зон пласта, не охваченных добычей.The disadvantages of this method are, with accurate determination of the size of the steam chamber, a slight increase in oil recovery and oil recovery factor, since an increase in the coolant injection in the form of steam or steam together with the combustion products of combustible fuel leads to premature flooding of the field’s products extracted from a lower well, and the commissioning of additional production wells from observation wells that are located on the field along a sparse grid without reference to specific wells and which do not have a controlled hydrodynamic connection with injection wells, also does not give a significant increase for the production of the field, but only leads to uncontrolled and costly heating of the formation zones that are not covered by production.
Технической задачей изобретения является создание способа разработки месторождения высоковязкой нефти или битума со значительным увеличением отбора продукции пласта и КИН по месторождению без больших затрат на прогрев зон пласта, не охваченных прогревом и добычей.An object of the invention is to provide a method for developing a field of highly viscous oil or bitumen with a significant increase in the selection of production of the formation and oil recovery factor for the field without high costs for heating the formation zones that are not covered by heating and production.
Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти и битума, включающим 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 месторождения сверхвязкой нефти 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.The technical problem is solved by the method of developing deposits of highly viscous oil and bitumen, including the construction of pairs of horizontal production and injection wells located one above the other, as well as vertical observation wells, pumping coolant through injection wells with heating of the reservoir and creating a steam chamber, product selection due to steam gravity drainage through production wells and monitoring the state of the steam chamber, while the development of a super-viscous oil field is carried out with walking the current size of the steam chamber by changing the volume of coolant pumped into the injection wells and withdrawing fluid from the producing wells with control of the volume of the steam chamber.
Новым является то, что наблюдательные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но выше уровня водонефтяного контакта (ВНК) на 0,5÷1 м, строят дополнительную скважину между близлежащими парами горизонтальных скважин, причем если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то строят дополнительную горизонтальную скважину, если больше - то вертикальную, при этом дополнительные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но не ниже уровня ВНК более чем на 0,5 м, производят прогрев теплоносителем дополнительных скважин до создания термогидродинамической связи с близлежащими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции для обеспечения симметричного и равномерного распространения паровой камеры вокруг пар горизонтальных скважин, в качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с углеводородным растворителем, или пар с инертным газом.New is that observation wells are opened at least 0.5 m below the lower horizontal producing well, but 0.5 ÷ 1 m above the oil-water contact (VOC) level, an additional well is built between nearby pairs of horizontal wells, and if the distribution area the steam chamber in the reservoir is less than the distance between the pairs of production and injection wells, then build an additional horizontal well, if more - then vertical, while additional wells are opened below the lower horizontal wells at least 0.5 m, but not lower than the level of the oil-well pool more than 0.5 m, they heat up additional wells with a coolant to create a thermo-hydrodynamic connection with nearby pairs of horizontal wells with subsequent transfer to product selection to ensure symmetrical and uniform distribution steam chamber around pairs of horizontal wells; superheated steam or steam with a hydrocarbon solvent or steam with an inert gas is used as a heat carrier.
На фиг. 1 изображена схема продуктивного пласта с двумя парами горизонтальных скважин и с зоной распространения паровой камеры.In FIG. 1 shows a diagram of a reservoir with two pairs of horizontal wells and with a vapor chamber propagation zone.
На фиг. 2 - схема продуктивного пласта с двумя парами горизонтальных скважин с дополнительной вертикальной скважиной и зоной распространения паровой камеры.In FIG. 2 is a diagram of a reservoir with two pairs of horizontal wells with an additional vertical well and a vapor chamber propagation zone.
На фиг. 3 - схема продуктивного пласта с двумя парами горизонтальных скважин с дополнительной горизонтальной скважиной и зоной распространения паровой камеры.In FIG. 3 is a diagram of a reservoir with two pairs of horizontal wells with an additional horizontal well and a vapor chamber propagation zone.
Предложенный способ осуществляют следующим образом.The proposed method is as follows.
Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов включает строительство вертикальных наблюдательных скважин (не показаны) для уточнения геологического строения и последующего контроля и регулирования выработки пласта 1 (фиг. 1, 2 и 3), строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих 2 и нагнетательных 3 скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины 3 с прогревом продуктивного пласта 1 и созданием паровой камеры 4, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины 2 и контроль за состоянием паровой камеры при помощи наблюдательных скважин и аэрофотосъемки. Причем наблюдательные скважины для лучшего контроля застойных зон (не охваченных термическим воздействием и, как следствие, добычей) вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но выше уровня 5 ВНК на 0,5÷1 м (для исключения прорыва несанкционированного воды в эти скважины). Разработку месторождения сверхвязкой нефти или битумов ведут с регулированием текущего размера паровой камеры 4 путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины 3 и отбора скважинной жидкости из добывающих скважин 2: при превышении скорости формирования и продвижения паровой камеры 4 выше допустимой (определяется эмпирическим путем: при увеличении обводнения продукции выше 95% и снижении минерализации попутно добываемой воды менее 2-3 г/л), приводящей к неравномерности охвата пласта, уменьшают темп отбора жидкости из соответствующей добывающей скважины 2, одновременно увеличивают отбор продукции из скважин других близлежащих добывающих скважин 2, стимулируя их путем закачки перегретого пара (растворителей, природных газов и т.п.). Совместное нагнетание пара с другими реагентами, способствующими увеличению эффективности паротеплового воздействия, например с углеводородными растворителями (растворитель типа «Нефрас», «Абсорбент», дистиллят, пропан и т.п.), которые, как и пар, способствуют разжижению нефти, позволяя снизить вязкость нефти или битума и увеличивая их добычу; или углекислый газ - повышает пластовое давление и, частично растворяясь в нефти, улучшает эффективность добычи и т.п. Одновременно путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные горизонтальные скважины 3 и отбора жидкости из добывающих горизонтальных скважин контролируют формирование паровой камеры 4 относительно паровых камер 4' соседних пар горизонтальных скважин 2' и 3'. Если площадь распространения паровой камеры 4 в продуктивном пласте меньше площади распространения паровых камер 4' близлежащих пар горизонтальных скважин 2' и 3', то увеличивают давление нагнетания в скважине 3 и отбор жидкости в скважине 2, одновременно уменьшая отбор и закачку в соседних парах горизонтальных скважин 2' и 3' с большей площадью паровых камер 4'. Строят дополнительные скважины 6 (фиг.2 и 3) между близлежащими парами горизонтальных скважин 2, 3 и 2', 3', причем дополнительные скважины 6 вскрывают 7 ниже нижней добывающей горизонтальной скважины 2 и 2' как минимум на 0,5 м (для увеличения охвата тепловым воздействием месторождения между парными скважинами 2, 3 и 2', 3'), но не ниже уровня ВНК 5 более чем на 0,5 м (для исключения прорыва воды в дополнительные скважины 6), производят прогрев теплоносителем дополнительных скважин 6 до создания термогидродинамической связи с получением общей паровой камеры 4 с близлежащими парами горизонтальных скважин 2, 3 и 2', 3' с последующим переводом на отбор продукции для обеспечения симметричного и равномерного распространения паровой камеры 4 вокруг пар горизонтальных скважин 2, 3 и 2', 3'.A method of developing a field of high-viscosity oils or bitumen involves the construction of vertical observation wells (not shown) to clarify the geological structure and subsequent control and regulation of the production of reservoir 1 (Figs. 1, 2 and 3), the construction of pairs of
Если площадь распространения паровой камеры 4 или 4' в продуктивном пласте 1 меньше расстояния между парами добывающих 2 и 2' и нагнетательных 3 и 3' скважин, то строят дополнительную горизонтальную скважину 6 (фиг.3), если больше - то вертикальную 6 (фиг.2), причем в качестве теплоносителя для различных технологических задач могут использовать перегретый пар, пар с углеводородным растворителем или пар с инертным газом, при этом значительно уменьшая объем застойных зон, не охваченных нагревом теплоносителем и добычей, которая, как показали расчеты, может увеличиться как минимум на 20%If the area of the
Предложенный способ разработки залежи высоковязких нефтей или битумов позволяет сократить финансовые и материальные затраты в результате контроля и регулирования формирования паровой камеры в процессе осуществления способа, повысить эффективность (как минимум на 20%) разработки месторождения сверхвязкой нефти благодаря повышению равномерности продвижения паровой камеры и увеличению охвата пласта выработкой за счет предлагаемого размещения вертикальных скважин 6 (фиг.2) или горизонтальных скважин 6 (фиг.3) с вскрытием 7 (фиг.2 или 3)ниже уровня горизонтальных добывающий скважин 2 и 2', стимулирования и изменения темпов отбора из скважин 2 и 2', изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины 3 и 3' и отбора жидкости из парных им добывающих скважин 2 и 2' относительно соседних горизонтальных скважин (не показаны);The proposed method for developing a deposit of highly viscous oils or bitumen allows to reduce financial and material costs as a result of control and regulation of the formation of the steam chamber during the implementation of the method, to increase the efficiency (at least 20%) of the development of a super-viscous oil field by increasing the uniformity of the steam chamber advancement and increasing the coverage of the formation development due to the proposed placement of vertical wells 6 (figure 2) or horizontal wells 6 (figure 3) with an opening 7 (figure 2 or 3) below the level of horizontal producing
Высокая эффективность применения данного способа в продуктивном послойно-неоднородном коллекторе высоковязкой нефти и битума решается путем ввода в зонах, не охваченных паротепловым воздействием между парными горизонтальными скважинами, вертикальных и одиночных горизонтальных скважин с вскрытием ниже уровня парных скважин и их общей комплексной эксплуатации.The high efficiency of the application of this method in a productive stratified heterogeneous reservoir of high-viscosity oil and bitumen is solved by introducing in areas not covered by the steam-thermal effect between paired horizontal wells, vertical and single horizontal wells with opening below the level of paired wells and their overall integrated operation.
Предлагаемый способ добычи высоковязких нефтей или битумов прост в применении и значительно увеличивает отбор продукции пласта (как минимум на 20%) и КИН по месторождению без больших затрат на прогрев зон пласта, не охваченных прогревом и добычей.The proposed method for producing highly viscous oils or bitumen is simple to use and significantly increases the selection of formation products (by at least 20%) and oil recovery factor for the field without high costs for heating the formation zones that are not covered by heating and production.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013137949/03A RU2531963C1 (en) | 2013-08-13 | 2013-08-13 | Development of thick oil or bitumen deposits |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013137949/03A RU2531963C1 (en) | 2013-08-13 | 2013-08-13 | Development of thick oil or bitumen deposits |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2531963C1 true RU2531963C1 (en) | 2014-10-27 |
Family
ID=53382162
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013137949/03A RU2531963C1 (en) | 2013-08-13 | 2013-08-13 | Development of thick oil or bitumen deposits |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2531963C1 (en) |
Cited By (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106368666A (en) * | 2015-07-20 | 2017-02-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | Vertical well-horizontal well pattern for heavy oil and heavy oil production method |
| RU2646904C1 (en) * | 2017-06-07 | 2018-03-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil or bitumen field |
| RU2652245C1 (en) * | 2017-03-13 | 2018-04-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing the bituminous oil deposit |
| RU2663532C1 (en) * | 2017-10-23 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity oil |
| RU2675114C1 (en) * | 2018-02-05 | 2018-12-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
| RU2675115C1 (en) * | 2017-10-23 | 2018-12-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity oil |
| RU2678739C1 (en) * | 2018-03-22 | 2019-01-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
| RU2688713C1 (en) * | 2018-07-25 | 2019-05-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of super-viscous oil deposit by steam-gravity drainage together with solvent |
| RU2695206C1 (en) * | 2018-09-26 | 2019-07-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit |
| RU2717481C1 (en) * | 2019-06-21 | 2020-03-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit |
| RU2720725C1 (en) * | 2019-07-30 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit |
| RU2724718C1 (en) * | 2019-11-25 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
| RU2733862C1 (en) * | 2020-04-01 | 2020-10-07 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil or bitumen field using vertical wells |
| 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 |
| RU2775633C1 (en) * | 2021-12-14 | 2022-07-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing a high-viscosity oil or bitumen field with gas injection |
| CN118669104A (en) * | 2024-08-19 | 2024-09-20 | 新疆石油管理局有限公司 | Electric heating exploitation method and system for three-dimensional horizontal well pattern of heavy oil reservoir |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2295030C1 (en) * | 2006-05-26 | 2007-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen |
| RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
| RU2439305C1 (en) * | 2010-07-02 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| RU2471972C1 (en) * | 2011-06-01 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of ultraviscous oil deposit |
-
2013
- 2013-08-13 RU RU2013137949/03A patent/RU2531963C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2295030C1 (en) * | 2006-05-26 | 2007-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen |
| RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
| RU2439305C1 (en) * | 2010-07-02 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| RU2471972C1 (en) * | 2011-06-01 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of ultraviscous oil deposit |
Cited By (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106368666A (en) * | 2015-07-20 | 2017-02-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | Vertical well-horizontal well pattern for heavy oil and heavy oil production method |
| RU2652245C1 (en) * | 2017-03-13 | 2018-04-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing the bituminous oil deposit |
| RU2646904C1 (en) * | 2017-06-07 | 2018-03-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil or bitumen field |
| RU2663532C1 (en) * | 2017-10-23 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity oil |
| RU2675115C1 (en) * | 2017-10-23 | 2018-12-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity oil |
| RU2675114C1 (en) * | 2018-02-05 | 2018-12-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
| RU2678739C1 (en) * | 2018-03-22 | 2019-01-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
| RU2688713C1 (en) * | 2018-07-25 | 2019-05-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of super-viscous oil deposit by steam-gravity drainage together with solvent |
| RU2695206C1 (en) * | 2018-09-26 | 2019-07-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit |
| RU2717481C1 (en) * | 2019-06-21 | 2020-03-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit |
| RU2720725C1 (en) * | 2019-07-30 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit |
| RU2724718C1 (en) * | 2019-11-25 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
| RU2733862C1 (en) * | 2020-04-01 | 2020-10-07 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil or bitumen field using vertical wells |
| 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 |
| RU2775633C1 (en) * | 2021-12-14 | 2022-07-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing a high-viscosity oil or bitumen field with gas injection |
| RU2795285C1 (en) * | 2022-11-25 | 2023-05-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing superviscous oil deposits |
| CN118669104A (en) * | 2024-08-19 | 2024-09-20 | 新疆石油管理局有限公司 | Electric heating exploitation method and system for three-dimensional horizontal well pattern of heavy oil reservoir |
| RU2842639C1 (en) * | 2024-11-01 | 2025-07-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil or bitumen deposit with nitrogen injection |
| RU2843410C1 (en) * | 2024-11-15 | 2025-07-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil or bitumen deposit using vertical and horizontal wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2531963C1 (en) | Development of thick oil or bitumen deposits | |
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| RU2663532C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2343276C1 (en) | Method of development of high viscous oil deposit | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| CN108026766A (en) | Mobile injection gravity drainage for heavy oil recovery | |
| RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
| RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
| RU2440489C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2434129C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposit | |
| RU2675115C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
| RU2550635C1 (en) | Development method for high-viscosity oil or bitumen field | |
| RU2526047C1 (en) | Development of extra-heavy crude oil | |
| RU2433257C1 (en) | Method of high-viscosity oil development | |
| RU2425968C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit | |
| RU2555163C1 (en) | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells | |
| CN106930741A (en) | A kind of method and apparatus for exploiting thick-layer heavy crude reservoir | |
| RU2504646C1 (en) | Method of oil deposit development using flooding | |
| RU2672272C2 (en) | Method for developing super-viscous oil deposits | |
| RU2603795C1 (en) | Method of development of hydrocarbon fluids (12) | |
| RU2720725C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit | |
| RU2679423C1 (en) | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field |