RU2731777C1 - Method of determining temperature distribution in an oil well which produces super-viscous oil - Google Patents
Method of determining temperature distribution in an oil well which produces super-viscous oil Download PDFInfo
- Publication number
- RU2731777C1 RU2731777C1 RU2020108778A RU2020108778A RU2731777C1 RU 2731777 C1 RU2731777 C1 RU 2731777C1 RU 2020108778 A RU2020108778 A RU 2020108778A RU 2020108778 A RU2020108778 A RU 2020108778A RU 2731777 C1 RU2731777 C1 RU 2731777C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- injection
- steam
- oil
- temperature distribution
- Prior art date
Links
- 238000009826 distribution Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 49
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 36
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 36
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 claims abstract description 24
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 19
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims abstract description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000013021 overheating Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
- E21B47/07—Temperature
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)
- Geophysics (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке залежи сверхвязкой и битумной нефти для определения распределения температуры в нефтяной скважине.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the development of super-viscous and bituminous oil deposits to determine the temperature distribution in an oil well.
Известен способ определения температуры при освоении и разработке парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2694317, МПК Е21В 43/24, 43/26, 7/04, опубл. 11.07.2019 г., бюл. № 20), включающий оснащение горизонтальной добывающей скважины при строительстве оптико-волоконным кабелем с датчиками температуры, а для создания проницаемой зоны подачу в продуктивный пласт через обе скважины теплоноситель температурой не менее 90°С, но не выше температуры парообразования в пластовых условиях, при этом в горизонтальном стволе добывающей скважины проводят геофизические исследования для выявления переходных зон между большим и меньшим прогревом, в которых выбирают зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м для размещения входа насоса, спускаемого на колонне насосно-компрессорных труб НКТ и оснащенного датчиками давления и температуры на входе.A known method for determining the temperature during the development and development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil (patent RU No. 2694317, IPC Е21В 43/24, 43/26, 7/04, publ. 11.07.2019, bul. No. 20), including equipping a horizontal production well during construction with a fiber-optic cable with temperature sensors, and to create a permeable zone, supply a heat carrier through both wells with a temperature of at least 90 ° C, but not higher than the vaporization temperature in reservoir conditions, while in the horizontal wellbore of the production well conduct geophysical surveys to identify transition zones between higher and lower heating, in which a zone with a change in the angle of curvature of no more than 2 degrees per 10 m is selected to accommodate the inlet of the pump lowered on the tubing string and equipped with pressure and temperature sensors at the inlet ...
Недостатками способа являются влияние работы насоса, создающего движение флюидов в стволе добывавшей скважины при снятии термограмм, а также влияние закачки пара в верхнюю нагнетательную скважину к искаженному определению распределения температуры по стволу скважины при снятии термограммы и принятию неверных решений о дальнейшей эксплуатации парных скважин.The disadvantages of this method are the influence of the pump operation, which creates the movement of fluids in the wellbore of the producing well when taking thermograms, as well as the effect of steam injection into the upper injection well to distorted determination of the temperature distribution along the wellbore when taking a thermogram and making incorrect decisions about the further operation of paired wells.
Также известен способ использования оптоволоконных каротажных кабелей в нефтедобывающих скважинах для сбора данных о параметрах скважины (патент RU № 2445656, МПК G02B 6/44, МПК H01B 11/22, опубл. 20.03.2012 г., бюл. № 8).Also known is a method of using fiber-optic logging cables in oil producing wells for collecting data on well parameters (patent RU No. 2445656, IPC G02B 6/44, IPC H01B 11/22, publ. 03/20/2012, bull. No. 8).
Недостатком известного способа является то, что помимо измерений в скважине различных параметров способ не позволяет получать достоверные данные по температуре.The disadvantage of this method is that in addition to measurements in the well of various parameters, the method does not allow obtaining reliable data on temperature.
Наиболее близким является способ определения уровня жидкости в скважине с высокой температурой, добывающей высоковязкую нефть (патент RU № 2494248, МПК Е21В 47/047, G01F 23/00, опубл. 27.09.2013 г., бюл. № 27), включающий размещение оптоволоконного кабеля и насоса в эксплуатационной колонне, определение температуры по стволу скважины, построение графика зависимости температуры от глубины скважины, выделение на графике скачка температуры минимум на 10 градусов, ближайшего к устью скважины, определение глубины уровня жидкости в скважине как соответствующего глубине выделенного скачка температуры.The closest is the method for determining the liquid level in a well with a high temperature, producing high-viscosity oil (patent RU No. 2494248, IPC Е21В 47/047, G01F 23/00, publ. 09/27/2013, bul. No. 27), including the placement of fiber optic cable and pump in the production string, determining the temperature along the wellbore, plotting the temperature dependence on the well depth, highlighting the temperature jump by at least 10 degrees closest to the wellhead, determining the depth of the liquid level in the well as corresponding to the depth of the selected temperature jump.
Недостатками способа являются влияние работы насоса, создающего движение флюидов в стволе добывавшей скважины, а также влияние закачки пара в верхнюю нагнетательную скважину к искаженному определению распределения температуры по стволу скважины при снятии термограммы.The disadvantages of this method are the effect of the pump operation, which creates the movement of fluids in the wellbore of the producing well, as well as the effect of steam injection into the upper injection well to distorted determination of the temperature distribution along the wellbore when taking a thermogram.
Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение эффективности и достоверности определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть, за счет снятия термограммы при статическом режиме при остановке отбора из добывающей скважины и ограничения закачки пара, а также сокращение эксплуатационных затрат на закачку пара в пласт на период остановки добывающей скважины.The technical objectives of the proposed method are to increase the efficiency and reliability of determining the temperature distribution in an oil well producing super-viscous oil by taking a thermogram in a static mode when stopping extraction from a production well and limiting steam injection, as well as reducing operating costs for steam injection into the reservoir for a period shutdown of a production well.
Технические задачи решаются способом определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть, включающим размещение в эксплуатационной колонне оптоволоконного кабеля и насоса, определение температуры по стволу скважины, построение графика зависимости температуры от глубины скважины.Technical problems are solved by a method for determining the temperature distribution in an oil well producing super-viscous oil, including placing a fiber-optic cable and a pump in the production string, determining the temperature along the wellbore, plotting the temperature dependence on the well depth.
Новым является то, что при перегревах и остановках в работе насоса добывающей скважины производят его остановку для простоя продолжительностью 2-6 суток и ограничивают закачку пара в нагнетательную скважину на не менее 50 % от среднего расхода пара на период ограничения отбора жидкости, после простоя определяют статическую термограмму распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины, на основе полученных данных термограммы осуществляют регулирование закачки пара в нагнетательную скважину путем снижения или повышения его закачки на 20-50 % от среднего расхода пара, периодически операции по определению статической термограммы распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины и регулированию закачки пара в нагнетательную скважину повторяют.The novelty is that during overheating and shutdowns in the operation of the pump of the production well, it is stopped for downtime for 2-6 days and the injection of steam into the injection well is limited to at least 50% of the average steam consumption for the period of limiting the withdrawal of liquid, after the shutdown, the static thermogram of the temperature distribution along the production wellbore, on the basis of the obtained thermogram data, steam injection into the injection well is controlled by decreasing or increasing its injection by 20-50% of the average steam flow rate, periodically operations to determine the static thermogram of the temperature distribution along the production wellbore and regulation the injection of steam into the injection well is repeated.
Сущность изобретения The essence of the invention
На фиг. 1 показана схема расположения парных горизонтальных скважин для организации отбора продукции из добывающей скважины погружным насосом и закачки теплоносителя через нагнетательную скважину. FIG. 1 shows the layout of paired horizontal wells for organizing the selection of products from a production well with a submersible pump and pumping a coolant through an injection well.
На фиг. 2 показаны статическая и динамическая кривые распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины (термограммы).FIG. 2 shows the static and dynamic temperature distribution curves along the production wellbore (thermograms).
Способ определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть, осуществляют следующим образом.The method for determining the temperature distribution in an oil well producing extra-viscous oil is carried out as follows.
На залежи сверхвязкой нефти с нефтенасыщенным пластом 1 (фиг. 1) осуществляют строительство одноустьевых горизонтальной добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3, расположенной выше и параллельно добывающей скважине 2. Снабжают вскрытые участки горизонтальных скважин 2 и 3 фильтрами (на фиг. 1, 2 не показаны) с образованием фильтровой части 4 (фиг. 1) и 5, соответственно. В нагнетательной скважине 3 размещают две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ 6 и 7 с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола 3. В добывающей скважине 2 также размещают две колонны НКТ (на фиг. 1, 2 не показаны) разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола 2 (фиг. 1). Затем в добывающую скважину 2 и в нагнетательную скважину 3 закачивают пар для освоения и создания гидродинамической связи между парой скважин 2 и 3. После завершения закачки пара добывающую скважину 2 и нагнетательную скважину 3 останавливают на термокапиллярную пропитку и распределение тепла. Извлекают из добывающей скважины 2 две колонны НКТ (на фиг. 1, 2 не показаны) и проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. Размещают электроцентробежный насос 8 в эксплуатационной колонне 9, а также оптоволоконный кабель (на фиг. 1, 2 не показан) вдоль всей длины скважины 2 (фиг. 1). В горизонтальном стволе добывающей скважины 2 определяют температуру, распределение температуры вдоль горизонтального ствола добывающей скважины 2, строят графики зависимости температуры от глубины скважины 2.On a super-viscous oil deposit with an oil-saturated reservoir 1 (Fig. 1), one-head horizontal production well 2 and an
Закачивают пар через нагнетательную скважину 3 и отбирают пластовую продукцию посредством электроцентробежного насоса 8 через добывающую скважину 2. При перегревах и остановках в работе насоса 8 в добывающей скважине 2 производят остановку насоса 8 для простоя продолжительностью 2-6 суток и ограничивают закачку пара в нагнетательную скважину 3 на не менее 50 % от среднего расхода пара на период ограничения отбора жидкости. Время простоя необходимо для перераспределения давления и восстановления температурного профиля по всей длине ствола скважины 2. После простоя определяют статическую термограмму распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины 2. На графике распределения температуры (фиг. 2) вдоль горизонтального ствола добывающей скважины 2 выявляют необходимые данные (например, температуру на уровне насоса 8 (фиг. 1) при статическом режиме). На основе полученных данных термограммы осуществляют регулирование закачки пара в нагнетательную скважину 3 путем снижения или повышения его закачки на 20-50 % от среднего расхода пара. Например, при достижении температуры на термограмме в области расположения насоса близкой или выше предельной температуры работоспособности насоса закачку пара снижают на 20-50 % от среднего расхода. При достижении температуры на термограмме в области расположения насоса ниже 70 % от температуры предельной работоспособности насоса закачку пара повышают на 20-50 % от среднего расхода пара. Периодически, например, через 30-90 суток, операции по определению статической термограммы распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины и регулированию закачки пара в нагнетательную скважину повторяют. Либо проводят ремонтные работы по смене точки отбора жидкости на добывающей скважине с расположением в переходной зоне между большим и меньшим прогревом, также возможно изменение точек подачи пара на нагнетательной скважине. Steam is injected through the injection well 3 and the formation products are taken by means of an electric
Пример конкретного выполненияAn example of a specific implementation
Имеется нефтенасыщенный пласт 1 (фиг. 1) с глубиной залегания кровли - 175 м, вязкость нефти в пластовых условиях 31562 мПа*с при начальной пластовой температуре 8 °С. Производят строительство пары одноустьевых горизонтальных скважин 2 и 3. Добывающая скважина 2 с горизонтальным стволом длиной 843 м на глубине 169 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена колонной с щелями - щелевым фильтром с образованием фильтровой части 4. Нагнетательная скважина 3 с горизонтальным стволом длиной 820 м на глубине 164 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол скважины 3 обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром с образованием фильтровой части 5. В нагнетательной скважине 3 размещают две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ 6 и 7, конец первой колонны НКТ 6 диаметром 60 мм на глубину 320 м, конец второй колонны НКТ 7 диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола на глубину 999 м. В добывающей скважине 2 конец первой колонны НКТ (на фиг. 1, 2 не показан) диаметром 60 мм спускают на глубину 310 м, конец второй колонны НКТ (на фиг. 1, 2 не показан) диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола на глубину 1060 м. Далее закачивают пар объемом 5267 т в добывающую скважину 2 и 6972 т в нагнетательную скважину 3 для освоения и создания гидродинамической связи между парой скважин 2 и 3. Вследствие ограниченной приемистости расход пара для нагнетательной скважины 3 составил 80 т/сут, для добывающей 2- 65 т/сут. После завершения закачки пара скважины 2 и 3 останавливают на термокапиллярную пропитку и распределение тепла. Через 8 суток из добывающей скважины 2 извлекают две колонны НКТ и проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. В горизонтальном стволе добывающей скважины 2 определяют температуру, распределение температуры вдоль горизонтального ствола добывающей скважины 2, строят графики зависимости температуры от глубины скважины. Устанавливают насос 8 марки ЭЦНАИ5-125-400 в пределах эксплуатационной колонны 9 на глубине 269 м с прокладкой оптоволоконного кабеля (на фиг. 1, 2 не показан) вдоль всей длины скважины 2. Информация по кабелю передается на устье скважины 2.There is an oil-saturated reservoir 1 (Fig. 1) with a roof depth of 175 m, oil viscosity in reservoir conditions of 31562 mPa * s at an initial reservoir temperature of 8 ° C. A pair of single-well
Закачивают пар через нагнетательную скважину 3 примерно 70 т/сут в НКТ 6 и 60 т/сут в НКТ 7 и отбирают пластовую продукцию посредством электроцентробежного насоса 8 через добывающую скважину 2 с расходом около 105 т/сут. При этом периодически происходит перегрев и остановка насоса 8, хотя температура на динамической термограмме составляла около 85 °С, при этом предельная температура работоспособности насоса 10 составляет 125,7 °С. Останавливают эксплуатацию насоса 8 в добывающей скважине 2 на 4 суток (на практике также осуществляли остановку насоса 8 на 2 и 6 суток) и ограничивают закачку пара в нагнетательную скважину 3 до 25 и 20 т/сут, соответственно в НКТ 6 и 7. После 4 суток простоя снимают статическую термограмму распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины 2. На графике распределения температуры в статическом режиме (фиг. 2) вдоль ствола добывающей скважины 2 видно, что температура на уровне насоса 8 составляет около 118 °С, что очень близко к предельному значению работоспособности насоса 8. Принимают решение об ограничении закачки пара в НКТ 6 до уровня 30 т/сут и увеличении закачки пара до 80 т/сут в НКТ 7. Запускают насос 8 в работу. Периодически через 30 суток, 60 суток определяли статическую термограмму распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины. Через 90 суток продуктивность добывающей скважины 2 начала снижаться, определили статическую термограмму распределения температуры. Выявили, что температура в статическом режиме в области насоса 8 достигла 57 °С, после чего принимают решение об увеличении закачки пара в НКТ 6 до 60 т/сут. После чего насос 8 в добывающей скважине 2 работает без срывов подачи при сохранении средней продуктивности. Steam is injected through injection well 3 about 70 tons / day in
Применение предлагаемого способа позволяет повысить эффективность и достоверность определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть за счет снятия термограммы при статическом режиме при остановке отбора из добывающей скважины, а также позволяет сократить эксплуатационные затраты на закачку пара в пласт на период остановки добывающей скважины.The use of the proposed method makes it possible to increase the efficiency and reliability of determining the temperature distribution in an oil well producing extra-viscous oil by taking a thermogram in a static mode when stopping extraction from a production well, and also allows to reduce operating costs for steam injection into the reservoir during the period of shutting down the production well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020108778A RU2731777C1 (en) | 2020-02-28 | 2020-02-28 | Method of determining temperature distribution in an oil well which produces super-viscous oil |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020108778A RU2731777C1 (en) | 2020-02-28 | 2020-02-28 | Method of determining temperature distribution in an oil well which produces super-viscous oil |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2731777C1 true RU2731777C1 (en) | 2020-09-08 |
Family
ID=72421929
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2020108778A RU2731777C1 (en) | 2020-02-28 | 2020-02-28 | Method of determining temperature distribution in an oil well which produces super-viscous oil |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2731777C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2814237C1 (en) * | 2023-09-19 | 2024-02-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for determining temperature distribution in oil well producing superviscous oil |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2012065257A1 (en) * | 2010-11-17 | 2012-05-24 | Suncor Energy Inc. | Method and apparatus for determining a level of a fluid in communication with a downhole pump |
RU2469186C1 (en) * | 2011-06-27 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
RU2494248C1 (en) * | 2012-10-19 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for determining liquid level in oil well with high temperature for extraction of high-viscosity oil |
RU2610966C1 (en) * | 2016-01-28 | 2017-02-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Highly viscous oil or bitumen field development method |
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 |
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 |
-
2020
- 2020-02-28 RU RU2020108778A patent/RU2731777C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2012065257A1 (en) * | 2010-11-17 | 2012-05-24 | Suncor Energy Inc. | Method and apparatus for determining a level of a fluid in communication with a downhole pump |
RU2469186C1 (en) * | 2011-06-27 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
RU2494248C1 (en) * | 2012-10-19 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for determining liquid level in oil well with high temperature for extraction of high-viscosity oil |
RU2610966C1 (en) * | 2016-01-28 | 2017-02-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Highly viscous oil or bitumen field development method |
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 |
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 |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2814237C1 (en) * | 2023-09-19 | 2024-02-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for determining temperature distribution in oil well producing superviscous oil |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
RU2584437C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
RU2305762C1 (en) | Method for viscous oil or bitumen deposit field development | |
CA2675160C (en) | Method of heavy oil production | |
Stalder | Test of SAGD flow-distribution-control liner system in the Surmont Field, Alberta, Canada | |
RU2663528C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
RU2663527C1 (en) | Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil | |
RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
RU2678738C1 (en) | Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method | |
RU2731777C1 (en) | Method of determining temperature distribution in an oil well which produces super-viscous oil | |
CA3046523C (en) | System and method for sagd inter-well management and pseudo infill optimization scheme | |
RU2543848C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with controlled product extraction from horizontal wells | |
CA2902591C (en) | Axially segmented depletion operations in horizontal wells | |
RU2724707C1 (en) | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil | |
RU2555163C1 (en) | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells | |
RU2643056C1 (en) | Method for development of pools of superheavy oil or natural bitumen | |
RU2803327C1 (en) | Method for operating a pair of wells producing high-viscosity oil | |
RU2795283C1 (en) | Method for developing superviscous oil deposits | |
RU2752641C2 (en) | Method for operating pair of wells for production of high-viscosity oil | |
RU2713277C1 (en) | Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil | |
RU2784700C1 (en) | Method for developing paired horizontal wells producing high-viscosity oil | |
RU2744609C1 (en) | Method for operating a pair of wells for producing high-viscosity oil | |
RU2695478C1 (en) | Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil | |
RU2690588C2 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
RU2779868C1 (en) | Method for developing high-viscosity or bituminous oil deposits using paired horizontal wells |