RU2663528C1 - Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть - Google Patents
Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть Download PDFInfo
- Publication number
- RU2663528C1 RU2663528C1 RU2017124650A RU2017124650A RU2663528C1 RU 2663528 C1 RU2663528 C1 RU 2663528C1 RU 2017124650 A RU2017124650 A RU 2017124650A RU 2017124650 A RU2017124650 A RU 2017124650A RU 2663528 C1 RU2663528 C1 RU 2663528C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- injection
- pump
- tubing
- temperature
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 61
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 61
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 18
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 abstract description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 4
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 4
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 2
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, проведение в горизонтальном стволе нагнетательной скважины геофизических исследований по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ разного диаметра так, что конец колонны меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, осуществление регулируемой закачки пара в обе скважины через колонны НКТ различного диаметра, проведение в добывающей скважине геофизических исследований по определению распределения давления и температуры по стволу, выявление переходной зоны с температурой между большим и меньшим прогревом и определение в выявленной зоне интервала с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе. Изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, причем при температуре жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы электроцентробежного насоса, поддерживают постоянный режим его работы. 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. Предлагаемый способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяет снизить потери тепла за счет использования в нагнетательной скважине насосно-компрессорных труб большего диаметра в интервале высокой нефтенасыщенности горизонтального ствола, а насосно-компрессорных труб меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, исключить срывы подачи насоса из-за высокой температуры за счет размещения его в переходной зоне между большим и меньшим прогревом и использования регулируемого отбора продукции из добывающей скважины.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин (патент RU №2379494, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №2 от 20.01.2010), горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам и контроль технологических параметров пласта и скважины, при этом окончания колонн насосно-компрессорных труб располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин, прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта с увеличением размеров паровой камеры, в процессе отбора продукции, периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды, анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.
Недостатком известного способа является отсутствие контроля температуры в горизонтальной добывающей скважине, что приводит или к перегреву скважины и выходу из строя глубинно-насосного оборудования, или к недогреву и потерям дебита нефти.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент № RU 2584437, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №14 от 20.05.2016), включающий закачку пара через горизонтальную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине, причем в нагнетательную скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра, конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола, в добывающей скважине размещают оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, через нагнетательную скважину закачивают пар, и проводят термобарометрические измерения, посредством оптоволоконного кабеля выявляют зоны горизонтального ствола добывающей скважины с наибольшей температурой, среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в определенной зоне размещают электроцентробежный насос, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и периодичностью работы электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, при котором электроцентробежный насос работает в постоянном режиме при температуре перекачиваемой пластовой продукции, равной максимально допустимой для электроцентробежного насоса.
Недостатками известного способа являются использование в нагнетательной скважине насосно-компрессорных труб меньшего диаметра на конце горизонтального ствола, а насосно-компрессорных труб большего диаметра - в начале горизонтального ствола, что приводит к потерям тепла за счет роста гидравлических потерь для насосно-компрессорных труб меньшего диаметра и большей длины, также отбор продукции насосом в самом прогретом месте вдоль горизонтального ствола приводит к срывам подачи электроцентробежного насоса из-за высокой температуры, вызванной кипением воды на приеме насоса.
Технической задачей заявляемого способа являются снижение потерь тепла за счет использования в нагнетательной скважине насосно-компрессорных труб большего диаметра в интервале высокой нефтенасыщенности горизонтального ствола, а насосно-компрессорных труб меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, и отсутствие срыва подачи насоса за счет размещения его в переходной зоне между большим и меньшим прогревом и использования регулируемого отбора продукции из добывающей скважины.
Техническая задача решается способом эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающим строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны горизонтального ствола добывающей скважины с различной температурой, определение в одной из выявленных зон интервала с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в котором размещают электроцентробежный насос, при этом изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, причем при температуре жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы электроцентробежного насоса, поддерживают постоянный режим его работы.
Новым является то, что в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины для установки насоса выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, размещают электроцентробежный насос в данной переходной зоне, причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы.
Способ осуществляется следующим образом.
Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство в продуктивном пласте с высоковязкой нефтью нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине. В нагнетательной скважине проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола. После чего в нагнетательной скважине для закачки пара размещают две колонны НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%. Такое размещение колонн НКТ позволяет снизить потери тепла при прокачке пара через НКТ большего диаметра в более удаленные от начала горизонтального ствола скважины и создать гидродинамическую связь между парой скважин в более нефтенасыщенной зоне пласта, что приводит к увеличению нефтеотдачи пласта. Производят закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра. В добывающей скважине проводят геофизические исследования по определению распределения давления и температуры по стволу. Посредством этих исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом и определяют в выявленной зоне интервал с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в который спускают колонну НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе. Изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин. При температуре жидкости на входе равной максимально допустимой по условиям работы электроцентробежного насоса поддерживают постоянный режим его работы. 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. Пример конкретного выполнения.
Эксплуатируют пару скважин на месторождении высоковязкой нефти. Вязкость нефти составляет 27350*10-6 м2/с (при 8°С).
Нагнетательная скважина с горизонтальным стволом длиной 622 м на глубине 97 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром. В нагнетательной скважине проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола. С устья в скважину спущены две колонны НКТ. Конец первой колонны диаметром 60 мм спущен в начало горизонтального ствола. Конец второй колонны диаметром 89 мм спущен во вторую половину горизонтального ствола в зону с нефтенасыщенностью 64%. Добывающая скважина с горизонтальным стволом длиной 619 м на глубине 103 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена колонной с щелями - щелевым фильтром. В добывающей скважине размещают оптоволоконный кабель и колонну НКТ с электроцентробежным насосом марки ЭЦН5А-160-300. Насос ЭЦН5А-160-300 оборудован датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе. После закачки 4300 тонн пара через нагнетательную скважину с расходом 60 т/сут в НКТ 89 мм и 25 т/сут в НКТ 60 мм и 3900 тонн пара в добывающую скважину с расходом 70 т/сут в добывающей скважине проводят геофизические исследования по определению распределения давления и температуры по стволу. Посредством этих исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходную зону с температурой между большим 117°С и меньшим 103°С прогревом, и определяют в выявленной зоне интервал с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в который перемещают электроцентробежный насос при помощи колонны НКТ. Продолжают закачивать пар с расходом 60 т/сут в НКТ 89 мм и 25 т/сут в НКТ 60 мм через нагнетательную скважину, а пластовую продукцию из добывающей скважины отбирают электроцентробежным насосом с режимом отбора 110 т/сут. Замеряют температуру на входе электроцентробежного насоса. Допустимая температура на приеме данного электроцентробежного насоса составляет 128,6°С.
При температуре 121,9°С на приеме данного электроцентробежного насоса, его эксплуатируют в постоянном режиме, а закачку пара через нагнетательную скважину увеличивают на 25 т/сут (10 т/сут в НКТ 60 мм и 15 т/сут в НКТ 89 мм). Добиваются постоянного режима работы электроцентробежного насоса с необходимым расходом для поддержания температуры жидкости на приеме электроцентробежного насоса близкой, но не более 128,6°С.
При повышении температуры в районе электроцентробежного насоса более 128,6°С, снижают закачку пара на 15 т/сут (5 т/сут в НКТ 60 мм и 10 т/сут в НКТ 89 мм) в нагнетательной скважине, при медленном снижении температуры в добывающей скважине насос переводят в периодический режим работы 80/20 (80 минут эксплуатации/20 минут бездействия). При стабилизации температуры на приеме электроцентробежного насоса, близкой, но не более 128,6°С, насос переводят на постоянный отбор продукции 100 т/сут.
Экономия энергии на закачку и прогрев пласта составила 3-5% по сравнению с аналогичными скважинами, работающими по технологии, описанной в наиболее близком аналоге. Срыв подачи продукции на вход насоса и перегрев насоса не наблюдались.
Предлагаемый способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяет снизить потери тепла за счет использования в нагнетательной скважине насосно-компрессорных труб большего диаметра в интервале высокой нефтенасыщенности горизонтального ствола, а насосно-компрессорных труб меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, исключить срывы подачи насоса из-за высокой температуры за счет размещения его в переходной зоне между большим и меньшим прогревом и использования регулируемого отбора продукции из добывающей скважины.
Claims (1)
- Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающий строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны горизонтального ствола добывающей скважины с различной температурой, определение в одной из выявленных зон интервала с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в котором размещают электроцентробежный насос, при этом изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, причем при температуре жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы электроцентробежного насоса, поддерживают постоянный режим его работы, отличающийся тем, что в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины для установки насоса выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, размещают электроцентробежный насос в данной переходной зоне, причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017124650A RU2663528C1 (ru) | 2017-07-07 | 2017-07-07 | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017124650A RU2663528C1 (ru) | 2017-07-07 | 2017-07-07 | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2663528C1 true RU2663528C1 (ru) | 2018-08-07 |
Family
ID=63142557
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017124650A RU2663528C1 (ru) | 2017-07-07 | 2017-07-07 | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2663528C1 (ru) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2713277C1 (ru) * | 2019-09-30 | 2020-02-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
RU2733251C1 (ru) * | 2020-02-28 | 2020-09-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, с остановкой закачки |
RU2744609C1 (ru) * | 2019-11-12 | 2021-03-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти |
RU2749658C1 (ru) * | 2020-11-20 | 2021-06-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим методом |
RU2752641C2 (ru) * | 2019-08-07 | 2021-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти |
RU2792484C1 (ru) * | 2022-12-02 | 2023-03-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации парных скважин, добывающих высоковязкую нефть, с поддержанием пластового давления |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2206728C1 (ru) * | 2002-05-18 | 2003-06-20 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт (ОАО ВНИИнефть) | Способ добычи высоковязкой нефти |
RU2379494C1 (ru) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
WO2010062208A1 (en) * | 2008-11-28 | 2010-06-03 | Schlumberger Canada Limited | Method for estimation of sagd process characteristics |
RU2447272C1 (ru) * | 2011-05-27 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи массивного типа |
RU2488691C1 (ru) * | 2012-01-13 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии |
RU2584437C1 (ru) * | 2015-06-23 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
-
2017
- 2017-07-07 RU RU2017124650A patent/RU2663528C1/ru active IP Right Revival
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2206728C1 (ru) * | 2002-05-18 | 2003-06-20 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт (ОАО ВНИИнефть) | Способ добычи высоковязкой нефти |
RU2379494C1 (ru) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
WO2010062208A1 (en) * | 2008-11-28 | 2010-06-03 | Schlumberger Canada Limited | Method for estimation of sagd process characteristics |
RU2447272C1 (ru) * | 2011-05-27 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи массивного типа |
RU2488691C1 (ru) * | 2012-01-13 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии |
RU2584437C1 (ru) * | 2015-06-23 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2752641C2 (ru) * | 2019-08-07 | 2021-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти |
RU2713277C1 (ru) * | 2019-09-30 | 2020-02-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
RU2744609C1 (ru) * | 2019-11-12 | 2021-03-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти |
RU2733251C1 (ru) * | 2020-02-28 | 2020-09-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, с остановкой закачки |
RU2749658C1 (ru) * | 2020-11-20 | 2021-06-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим методом |
RU2794686C1 (ru) * | 2022-08-29 | 2023-04-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежей высоковязкой нефти и природного битума |
RU2792484C1 (ru) * | 2022-12-02 | 2023-03-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации парных скважин, добывающих высоковязкую нефть, с поддержанием пластового давления |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2663528C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2584437C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2663526C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин | |
RU2663527C1 (ru) | Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2379494C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
EP3303768A1 (en) | Thermally induced low flow rate fracturing | |
RU2678738C1 (ru) | Способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти | |
RU2694317C1 (ru) | Способ освоения и разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU103845U1 (ru) | Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
RU2550635C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
RU2543848C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти или битума с регулируемым отбором продукции из горизонтальных скважин | |
RU2526047C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием | |
RU2689102C2 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2724707C1 (ru) | Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2695478C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2610966C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума | |
RU2752641C2 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти | |
RU2431745C1 (ru) | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин | |
RU2724692C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
RU2731777C1 (ru) | Способ определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть | |
RU2713277C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2690588C2 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2725415C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин | |
RU2744609C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190708 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20210310 |