RU2758636C1 - Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума - Google Patents
Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума Download PDFInfo
- Publication number
- RU2758636C1 RU2758636C1 RU2021110627A RU2021110627A RU2758636C1 RU 2758636 C1 RU2758636 C1 RU 2758636C1 RU 2021110627 A RU2021110627 A RU 2021110627A RU 2021110627 A RU2021110627 A RU 2021110627A RU 2758636 C1 RU2758636 C1 RU 2758636C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- wells
- new
- injection
- production
- Prior art date
Links
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 49
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 41
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 41
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 6
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 abstract 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 14
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- 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
-
- 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (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)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - извлечение остаточных запасов нефти, облегчение ввода хвостовика и скважинного оборудования, исключение аварийных ситуаций, связанных с извлечением фильтров-хвостовиков. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума включает строительство пар расположенных одна над другой горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой пара в обе скважины с созданием паровой камеры, последующую закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль состояния паровой камеры. После выработки участка залежи в одной из пар скважин останавливают закачку пара и отбор жидкости. После снижения температуры в добывающей скважине ниже 80°С строят из добывающей и нагнетательной скважин новые стволы с горизонтальным участком, оснащаемым фильтром-хвостовиком, в направлении не охваченных разработкой участков залежи. При этом производят изоляцию ствола скважины, расположенного ниже уровня выхода дополнительного ствола, под которым в скважине устанавливают клин-отклонитель для вырезки окна и строительства нового ствола. Выход новых стволов из скважин располагают выше соответствующих горизонтальных участков новых стволов для обеспечения нисходящих участков между скважинами и новыми горизонтальными участками. Из нагнетательной скважины строительство нового ствола производят с горизонтальным участком над новым горизонтальным участком добывающей скважины на расстоянии, обеспечивающем гидродинамическую связь между стволами после прогрева, но исключающем прорыв пара. Закачивают пар в обе скважины для получения гидродинамической связи между новыми стволами. Затем закачивают пар через новый ствол нагнетательной скважины и осуществляют отбор продукции через новый ствол добывающей скважины с контролем состояния паровой камеры. 2 ил., 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для разработки залежей углеводородных флюидов, в частности, при добыче высоковязкой нефти или битума.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU № 2657307, МПК E21B 43/24, E21B 07/04, E21B 49/00, опубл. 13.06.2018 Бюл. № 17), включающий геофизические исследования залежи, строительство выше водонефтяного контакта горизонтальных скважин с дополнительными стволами, последовательную закачку теплоносителя и отбор продукции из горизонтальных скважин, причем геофизическими исследованиями и по данным отбора керна определяют среднюю нефтенасыщенную толщину залежи, выделяют участки с начальной нефтенасыщенной толщиной более 10% выше средней по залежи, выбирают из этих участков те, которые находятся на расстоянии от горизонтального ствола не более 90% расстояния между соседними горизонтальными скважинами, а дополнительные стволы бурят со вскрытием выбранных участков, причем зенитный угол дополнительных стволов выбирают в зависимости от плотности закачиваемого теплоносителя.
Недостатками данного способа являются узкая область применения, так как возможно осуществление только на новых месторождениях при отборе кернов, и невозможность увеличения охвата залежи в зависимости от выработки.
Известен также способ разработки высоковязкой нефти (патент RU № 2657307, МПК E21B 43/24, E21B 07/04, опубл. 07.08.2018 Бюл. № 22), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры, строительство в зонах наименьшего прогрева между добывающими скважинами выше подошвы пласта или уровня водонефтяного контакта - ВНК не менее чем на 2 м дополнительной скважины, через которую производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции, причем выше дополнительной скважины в зоне наименьшего прогрева, но на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, строят дополнительную нагнетательную скважину, через которую осуществляют закачку теплоносителя после начала отбора из дополнительной скважины в объеме, обеспечивающем равномерное распространение паровой камеры вокруг скважин и поддержание необходимой температуры для отбора продукции в дополнительной скважине.
Недостатками данного способа являются большие материальные, финансовые и временные затраты, связанные с необходимостью строительства новых горизонтальных скважин и введения дополнительных мощностей парогенераторов для прогрева дополнительных скважин.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии (патент RU № 2675114, МПК E21B 43/24, E21B 07/04, E21B 47/06, опубл. 17.12.2018 Бюл. № 35), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль состояния паровой камеры, причем после выработки участка залежи в одной из пар скважин останавливают закачку пара и отбор жидкости, после снижения температуры в добывающей скважине ниже 80°С из остывшей добывающей скважины извлекают фильтр-хвостовик, из добывающей скважины производят бурение нового горизонтального ствола, оснащаемого впоследствии фильтром-хвостовиком, в направлении не охваченных разработкой участков, производят закачку пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволами и поддержания необходимой температуры, закачивают пар через нагнетательную скважину и осуществляют отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через новый ствол добывающей скважины с контролем состояния паровой камеры.
Недостатками данного способа являются узкая область применения, так как необходима гидродинамическая связь между скважинами (обычно не более 15 м на месторождениях Республики Татарстан – РТ), потому что при отсутствии связи нового горизонтального ствола добывающей скважины и нагнетательной скважинной невозможна реализация паро-гравитационного дренажа (ПГД – SAGD), при этом после бурения нового горизонтального ствола при изменении зенитного угла (восходящий - ˃ 90º на нисходящий - ˂ 90º или наоборот) на переходе от старого ствола к горизонтальному участку затруднен ввод в него хвостовика с фильтром и скважинного оборудования (насоса, температурных датчиком, при необходимости пакера и т.п.), а извлечение фильтра-хвостовика трудоемкий и затратный процесс и существует риск аварийных ситуаций с высокой вероятностью (свыше 50% на залежах РТ).
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа разработки залежи высоковязкой нефти или битума, позволяющего производить SAGD на остаточные запасы нефти в залежи для их извлечения при любом расстоянии от соответствующих старых горизонтальных скважин за счет строительства новых парных боковых стволов, облегчить ввод хвостовика и скважинного оборудования за счет строительства нисходящего участка бокового ствола перед переходом в горизонтальный участок этого ствола и исключить аварийные ситуации, связанные с извлечением фильтров-хвостовиков.
Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающим строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет паро-гравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль состояния паровой камеры, после выработки участка залежи в одной из пар скважин производят остановку закачки пара и отбора жидкости, после снижения температуры в добывающей скважине ниже 80°С, строительство из добывающей, оснащаемого впоследствии фильтрами-хвостовиками, в направлении не охваченных разработкой участков, закачку пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволами и поддержания необходимой температуры, закачивают пар через нагнетательную скважину и осуществляют отбор продукции за счет паро-гравитационного дренажа через новый ствол добывающей скважины с контролем состояния паровой камеры.
Новым является то, что в выработанной паре добывающей и нагнетательной скважин производят изоляцию ствола соответствующей скважины, расположенного ниже уровня выхода дополнительного ствола, под которым в соответствующей скважине устанавливают клин-отклонитель для вырезки окна и строительства новых стволов с горизонтальными участками из обоих скважин, причем из нагнетательной скважины строительство нового ствола производят с горизонтальным участком над новым горизонтальным участком добывающей скважины на расстоянии, обеспечивающим гидродинамическую связь между стволами после прогрева, но исключающем прорыв пара, оснащение перед закачкой пара нового горизонтального участка нагнетательной скважины фильтром-хвостовиком, при этом выход новых стволов из скважин располагают выше соответствующих горизонтальных участков новых стволов для обеспечения нисходящих участков между скважинами и новыми горизонтальными участками.
На фиг. 1 изображена схема реализации способа (вид сбоку).
На фиг. 2 изображена схема реализации способа (вид сверху).
Способ разработки залежи 1 (фиг. 1) высоковязкой нефти или битума включает строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих 2 и нагнетательных 3 скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками 4 и 5, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины 2 и 3 с прогревом продуктивного пласта залежи 1 и созданием паровой камеры (не показана), закачку пара через нагнетательные скважины 3, отбор продукции за счет паро-гравитационного дренажа (SAGD) через добывающие скважины 2 и контроль состояния паровой камеры (температурой отбираемой нефти или битума, минерализацией воды в добываемой продукции, контроль температуры датчиками(не показаны), спущенными в скважины 2 и 3 или т.п. – авторы на это не претендуют). После выработки участка залежи 1 в одной из пар скважин 2 и 3 производят остановку закачки пара и отбора жидкости. Ожидают снижения температуры в добывающей скважине ниже 80°С, после чего выработанной паре добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин производят изоляцию ствола соответствующей скважины 2 и 3, расположенного ниже уровня соответствующего выхода 6 и 7 нового дополнительного ствола 8 и 9 Под соответствующем выходе 6 и 7 в соответствующей скважине 2 и 3 устанавливают клин-отклонитель 10 и 11. Изоляцию скважин 2 и 3 производят, например, заливкой цемента для герметичного перекрытия интервала фильтров-хвостовиков 4 и 5 с последующей установкой клиньев-отклонителей 10 и 11, установкой клиньев-отклонителей 10 и 11 с якорями и глухими пакерами или т.п. – авторы на это не претендуют. Перед установкой клиньев-отклонителей 10 и 11 производят геофизические исследования для определения расположения не охваченных разработкой участков 12 (фиг. 2), чтобы правильно сориентировать установку клиньев-отклонителей 10 (фиг. 1) и 11 и разместить выходы 6 и 7 выше горизонтальных участков 13 и 14 новых стволов 8 и 9. При помощи клиньев-отклонителей 10 и 11 фрезой (не показана) вырезают окна (не показаны) в фильтрах-хвостовиках 4 и 5 или в обсадных колоннах (не показаны) в стенках скважин 2 и 3, образуя выходы 6 и 7 стволов 8 и 9. После чего при помощи клиньев-отклонителей 10 и 11 в выходы 6 и 7 вводят бурильный инструмент и бурят дополнительные стволы 8 и 9. Сначала нисходящие (зенитный угол ˂ 90º) участки 15 и 16, переходящие в горизонтальные участки 13 и 14 соответственно в не охваченном разработкой участке 12 (фиг. 2). Причем расстояние L горизонтальных участков 13 и 14 новых стволов 8 и 9 от скважин 2 и 3 может быть любым, а горизонтальный участок 14 (фиг. 1) ствола 9 нагнетательной скважины 3 должен располагаться над горизонтальным участком 13 ствола 8 добывающей скважины 2 на расстоянии H (определено эмпирическим путем), обеспечивающим гидродинамическую связь между стволами 8 и 9 после прогрева, но исключающем прорыв пара из нагнетательной скважины 3 в добывающую 2. Горизонтальные стволы 8 и 9 добывающей 2 и нагнетательной скважины оснащают новыми фильтрами-хвостовиками 17 и 18 соответственно. После чего осуществляют закачку пара в обе скважины 2 и 3 для получения гидродинамической связи между стволами 8 и 9 и поддержания необходимой температуры, закачивают пар через новый ствол 9 нагнетательной скважины 3 и осуществляют отбор продукции за счет паро-гравитационного дренажа через новый ствол 8 добывающей скважины 2 с контролем состояния паровой камеры.
Пример конкретного выполнения способа
На Ашальчинском месторождении залежей битума РТ, находящемся на глубине 90 м, расположена залежь 1 (фиг. 1) толщиной 20-30 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д.ед., пористостью 30 %, проницаемостью 2,65 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 960 кг/м3, вязкостью 22000 мПа•с пробурили пару расположенных друг над другом горизонтальных добывающую 2 и нагнетательную 3 скважин на расстоянии H = 5 – 7 м, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками 4 и 5 (диаметром 168 мм, длиной 700 м и 710 м), осуществили прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины 2 и 3 с прогревом продуктивного пласта залежи 1 и созданием паровой камеры. После чего через нагнетательные скважины 3 продолжили закачку пара, а отбор продукции за счет паро-гравитационного дренажа (SAGD) стали осуществлять через добывающие скважины 2 с контроль состояния паровой камеры (обводненности продукции в пределах 86 – 92%). После 15 лет эксплуатации и выработки участка залежи 1 одной из пар скважин 2 и 3 снизился дебит нефти в 2,5 раза, а обводненнсть продукции составила более 96 % и продолжала увеличиваться, показывая, что на этом участке залежи 1 произошла полная выработка запасов нефти. На этом участке произвели геофизические исследования с использованием аэрофотосъемки тепловизором (для определения участков с наименьшей температурой) и геолого-гидродинамического моделирования произвели определение не охваченного разработкой участка 12 (фиг. 2), который оказались расположенными от скважин 2 и 3 на расстоянии L = 60 – 80 м. После чего остановили закачку пара через нагнетательную скважину 3 (фиг. 1), а после снижения температуры в добывающей скважине 2 произвели изоляцию скважин 2 и 3 заливкой цементного раствора в интервале фильтров-хвостовиков 4 и 5. После технологической выдержки, достаточной для схватывания (отверждения) цементного раствора, в скважина 2 и 3 установили клинья-отклонители 10 и 11 на расстоянии 35 и 40 м с контролем ориентации выше фильтров-хвостовиков 4 и 5 соответствующих скважин 2 и 3 для обеспечения нисходящих участков 15 и 16 новых стволов 8 и 9 и направления в сторону не охваченного разработкой участка 12 (фиг. 2) для вскрытия. На испытательных скважинах 2 (фиг. 1) и 3 использовались клинья-отклонители 10 и 11 изготовленные по патентам RU №№ 2390615 и 2568454 (возможно использование и других аналогичных конструкций). В обсадных колоннах (диаметром 245 мм) скважин 2 и 3 при помощи произвели вырезку фрезой (диаметром 220 мм) мм окон с образованием выходов 6 и 7 дополнительных стволов 8 и 9, через которые долотом (диаметром 215,9 мм) произвели бурение дополнительных стволов 8 и 9 с соответствующими нисходящими участками 15 и 16 и горизонтальными участками 13 и 14, которыми вскрыли не охваченный разработкой участок 12 (фиг. 2) на расстоянии L = 69 – 72 м. Причем для исключения прорыва пара и качественного прогрева не охваченного разработкой участка 12 между горизонтальными участками 13 (фиг. 1) и 14 выдержали расстояние Н = 6 – 8 м. Дополнительные стволы 8 и 9 оснастили фильтрами-хвостовиками 17 и 18 (диаметром 146 мм, длиной 810 м и 820 м). В дополнительные стволы 8 и 9 скважин 2 и 3 спустили насосно-компрессорные труб (НКТ – не показаны, диаметром 73 мм), через которые в обе скважины 2 и 3 нагнетали пар температурой 190 - 200ºС до получения гидродинамической связи (определяется изменением давления в скважине 2 или 3 при изменении давления в скважине 3 или 2). После чего из добывающей скважины 2 извлекли НКТ и спустили в дополнительный ствол 8 НКТ с насосом, датчиками температуры и давления (не показаны) для контроля за состоянием паровой камеры. Закачку пара в нагнетательную скважинку 3 продолжили, осуществляя отбор продукции залежи 1 насосным оборудованием из добывающей скважины 2. Ни одного прихвата (застревания) в скважинах 2 и 3 НКТ и скважинного оборудования при спускоподъемных операциях не наблюдалось, а нагрузки на НКТ не превышали допустимые. В результате дебит добываемой продукции восстановился, а обводненность продукции снизилась до 82 – 86%. При этом стоимость строительства дополнительных стволов 8 и 9 оказалась в более чем в 2 раза меньше, чем при строительстве новых скважин.
Предлагаемого способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума позволяет производить паро-гравитационной дренирование остаточных запасов нефти в залежи для их извлечения при любом расстоянии от соответствующих старых горизонтальных скважин за счет строительства из них новых парных боковых стволов, облегчает ввод хвостовика и скважинного оборудования за счет строительства нисходящего участка бокового ствола перед переходом в горизонтальный участок этого ствола и исключает аварийные ситуации, связанные с извлечением фильтров-хвостовиков.
Claims (1)
- Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий строительство пар расположенных одна над другой горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль состояния паровой камеры, после выработки участка залежи в одной из пар скважин остановку закачки пара и отбора жидкости, а после снижения температуры в добывающей скважине ниже 80°С строительство из добывающей скважины нового ствола с горизонтальным участком, оснащаемого впоследствии фильтром-хвостовиком, в направлении не охваченных разработкой участков, закачку пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволами и поддержания необходимой температуры, закачку пара через нагнетательную скважину и осуществление отбора продукции за счет парогравитационного дренажа через новый ствол добывающей скважины с контролем состояния паровой камеры, отличающийся тем, что в выработанной паре добывающей и нагнетательной скважин производят изоляцию ствола соответствующей скважины, расположенного ниже уровня выхода дополнительного ствола, под которым в соответствующей скважине устанавливают клин-отклонитель для вырезки окна и строительства новых стволов с горизонтальными участками из обоих скважин, причем из нагнетательной скважины строительство нового ствола производят с горизонтальным участком над новым горизонтальным участком добывающей скважины на расстоянии, обеспечивающем гидродинамическую связь между стволами после прогрева, но исключающем прорыв пара, оснащают перед закачкой пара новый горизонтальный участок нагнетательной скважины фильтром-хвостовиком, при этом выход новых стволов из скважин располагают выше соответствующих горизонтальных участков новых стволов для обеспечения нисходящих участков между скважинами и новыми горизонтальными участками.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2021110627A RU2758636C1 (ru) | 2021-04-15 | 2021-04-15 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2021110627A RU2758636C1 (ru) | 2021-04-15 | 2021-04-15 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2758636C1 true RU2758636C1 (ru) | 2021-11-01 |
Family
ID=78466710
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2021110627A RU2758636C1 (ru) | 2021-04-15 | 2021-04-15 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2758636C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2803347C1 (ru) * | 2023-04-20 | 2023-09-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2013170356A1 (en) * | 2012-05-17 | 2013-11-21 | Ben Nzekwu | Steam assisted gravity drainage system and method |
RU2657307C1 (ru) * | 2017-09-26 | 2018-06-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
RU2663532C1 (ru) * | 2017-10-23 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки высоковязкой нефти |
RU2675114C1 (ru) * | 2018-02-05 | 2018-12-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
RU2719882C1 (ru) * | 2019-09-30 | 2020-04-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии |
-
2021
- 2021-04-15 RU RU2021110627A patent/RU2758636C1/ru active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2013170356A1 (en) * | 2012-05-17 | 2013-11-21 | Ben Nzekwu | Steam assisted gravity drainage system and method |
RU2657307C1 (ru) * | 2017-09-26 | 2018-06-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
RU2663532C1 (ru) * | 2017-10-23 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки высоковязкой нефти |
RU2675114C1 (ru) * | 2018-02-05 | 2018-12-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
RU2719882C1 (ru) * | 2019-09-30 | 2020-04-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2808285C1 (ru) * | 2023-04-05 | 2023-11-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии |
RU2803347C1 (ru) * | 2023-04-20 | 2023-09-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5131471A (en) | Single well injection and production system | |
CA1070611A (en) | Recovery of hydrocarbons by in situ thermal extraction | |
US10815761B2 (en) | Process for producing hydrocarbons from a subterranean hydrocarbon-bearing reservoir | |
US7422063B2 (en) | Hydrocarbon recovery from subterranean formations | |
US5215149A (en) | Single horizontal well conduction assisted steam drive process for removing viscous hydrocarbonaceous fluids | |
RU2328590C1 (ru) | Способ раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины и варианты установки для его реализации | |
US5014787A (en) | Single well injection and production system | |
RU2582251C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
CA2031814C (en) | Method of recovering hydrocarbons using single well injection/production system | |
RU2387819C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти и битума | |
RU2582529C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
RU2626845C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта | |
RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2758636C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
RU2719882C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии | |
RU2693055C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
RU2618542C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти трещинами гидроразрыва пласта | |
RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
RU2690586C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
CA2963459A1 (en) | The method of thermal reservoir stimulation | |
RU2739013C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
RU2757836C1 (ru) | Способ разработки зонально-неоднородной нефтяной залежи | |
RU2803347C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2808285C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии | |
RU2749703C1 (ru) | Способ разработки пласта сверхвязкой нефти равномерным парогравитационным воздействием |