EA018256B1 - Recovery of hydrocarbons using horizontal wells - Google Patents
Recovery of hydrocarbons using horizontal wells Download PDFInfo
- Publication number
- EA018256B1 EA018256B1 EA200870537A EA200870537A EA018256B1 EA 018256 B1 EA018256 B1 EA 018256B1 EA 200870537 A EA200870537 A EA 200870537A EA 200870537 A EA200870537 A EA 200870537A EA 018256 B1 EA018256 B1 EA 018256B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- steam
- wellbore
- wellbores
- feet
- depth
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 16
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 16
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 31
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 18
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 8
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 7
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 abstract description 11
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 22
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 15
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 7
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 7
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 208000002565 Open Fractures Diseases 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000001351 cycling effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 230000002459 sustained effect Effects 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimizing the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimizing the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
Abstract
Description
Область техники изобретенияThe technical field of the invention
Настоящее изобретение относится к способу извлечения углеводородов из подземных пластов, в частности, извлечению тяжелой нефти из коллекторов, в которых проведены работы разрыва пласта паром.The present invention relates to a method for recovering hydrocarbons from subterranean formations, in particular, recovering heavy oil from reservoirs in which steam fracturing has been performed.
Предшествующий уровень техникиState of the art
Нетрадиционные запасы тяжелой нефти, такие, например, как миоценового диатомита (Ора1 А) , могут извлекаться посредством разрыва пласта паром. Разрыв пласта паром имеет место в циклическом процессе с характеристиками, включающими в себя давления нагнетания, равные приблизительно 1000 фунтов/дюйм2, и температуры в интервале ±500-550°Р. Патенты США №№ 5085276 и 5305829 раскрывают процессы циклической обработки паром, применимые для пластов диатомита. Такая обработка в общем включает в себя следующее.Unconventional reserves of heavy oil, such as, for example, the Miocene diatomite (Ora1 A), can be recovered through fracturing by steam. Fracturing steam takes place in a cyclic process with the characteristics including a discharge pressure of about 1000 lbs / in2 and a temperature in the range of ± 500-550 ° F. US patents Nos. 5085276 and 5305829 disclose cyclic steam treatment processes applicable to diatomite formations. Such processing generally includes the following.
Обработка паром, при которой нагнетание пара осуществляется в течение 2-3 дней (приблизительно по 1000-1500 баррелей пара в день) до достижения планового объема пара (то есть 3000-5000 баррелей пара). Пар нагнетают приблизительно при давлении 1000 фунтов/дюйм2, что обычно обеспечивает превышение градиента давления разрыва породы пласта, разрыва пласта коллектора низкой проницаемости (5 миллидарси) и создания вторичной проницаемости разрыва.Steam treatment, in which steam injection is carried out for 2-3 days (approximately 1000-1500 barrels of steam per day) until the target volume of steam is reached (i.e. 3000-5000 barrels of steam). The steam is injected at a pressure of approximately 1000 pounds / inch 2, which normally provides excess rock formation fracture pressure gradient collector fracturing low permeability (mD 5) and create a secondary fracture permeability.
Период выдерживания, при котором, после закачки пара в скважину, скважину закрывают и выдерживают в течение приблизительно 2 дней. Высокая температура обеспечивает необходимое уменьшение вязкости для нефти в 13° в единицах Американского нефтяного института и обеспечивает лучшее прохождение потока нефти. Кроме того, имеет место процесс, известный как впитывание, в котором сконденсировавший водяной пар предпочтительно впитывается (гидрофильной) диатомитовой породой и нефть вытесняется в трещины и в ствол скважины.The holding period, in which, after injection of steam into the well, the well is closed and kept for about 2 days. High temperature provides the necessary reduction in viscosity for oil at 13 ° in units of the American Petroleum Institute and provides better flow of oil. In addition, there is a process known as absorption, in which the condensed water vapor is preferably absorbed by the (hydrophilic) diatomaceous rock and the oil is expelled into the fractures and into the wellbore.
Добыча, при которой после выдерживания скважины из скважины осуществляют добычу приблизительно 20 или более дней. Добыча вызывает падение давления, что приводит к мгновенному парообразованию пара из горячей воды, обеспечивая энергию подъема столба текучей среды. В результате скважины фонтанируют, и отсутствует необходимость в механизированной добыче при последовательном нагнетании пара в скважину. Обычно используют конфигурацию фонтанной устьевой арматуры для циклической обработки паром на месторождении тяжелой нефти. После прекращения фонтанирования скважину готовят к следующему нагнетанию пара.Production, in which after keeping the well from the well, production is carried out for approximately 20 or more days. Production causes a pressure drop, which leads to instantaneous vaporization of steam from hot water, providing the energy of lifting the column of fluid. As a result, the wells are flowing, and there is no need for mechanized production during the sequential injection of steam into the well. Typically, a fountain wellhead configuration is used for cyclic steam treatment in a heavy oil field. After stopping the flowing, the well is prepared for the next steam injection.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Согласно изобретению создан способ извлечения углеводородов из подземного коллектора, содержащий прекращение нагнетания пара в подземный коллектор после обнаружения неорганизованного перемещения пара в покрывающую породу подземного коллектора и проявлений на поверхности, бурение ствола скважины, содержащего, по существу, горизонтальный продуктивный участок, расположенный в подземном коллекторе, и последующую механизированную добычу углеводородов вблизи проявлений на поверхности.According to the invention, a method for extracting hydrocarbons from an underground reservoir is created, comprising stopping the injection of steam into the underground reservoir after detecting an unorganized movement of steam into the overburden of the underground reservoir and surface manifestations, drilling a wellbore comprising an essentially horizontal production section located in the underground reservoir, and subsequent mechanized hydrocarbon production near surface manifestations.
Добыча углеводородов из ствола скважины может содержать прием углеводородов, по существу, в горизонтальный продуктивный участок.Hydrocarbon production from a wellbore may comprise receiving hydrocarbons substantially in a horizontal production area.
Подземный коллектор может достигать пороговой термической выдержки из-за предварительно нагнетенного в него пара.The underground collector can reach a threshold thermal exposure due to steam pre-injected into it.
Подземный коллектор может быть пройден одним или несколькими, по существу, вертикальными стволами скважин, в которые предварительно нагнетено, по меньшей мере, 50000 баррелей пара суммарно.An underground reservoir may be passed by one or more substantially vertical wellbores into which at least 50,000 barrels of steam have been previously pre-pumped.
Подземный коллектор может быть пройден одним или несколькими, по существу, вертикальными стволами скважин, в которые предварительно нагнетено по меньшей мере 150000 баррелей пара суммарно.An underground reservoir may be passed by one or more substantially vertical wellbores into which at least 150,000 barrels of steam have been previously pre-pumped.
Подземный коллектор может быть пройден одним или несколькими, по существу, вертикальными стволами скважин, и, по существу, горизонтальный продуктивный участок ствола скважины расположен в пределах приблизительно 100 футов в поперечном направлении от одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин.An underground reservoir may be traversed by one or more substantially vertical wellbores, and a substantially horizontal productive portion of the wellbore is located approximately 100 feet in the transverse direction from one or more substantially vertical wellbores.
Подземный коллектор может быть пройден одним или несколькими, по существу, вертикальными стволами скважин, и, по существу, горизонтальный продуктивный участок ствола скважины расположен на глубине, заданной самым верхним и самым нижним перфорационными каналами одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин.An underground reservoir may be traversed by one or more substantially vertical wellbores, and a substantially horizontal productive portion of the wellbore is located at a depth defined by the uppermost and lowermost perforation channels of one or more substantially vertical wellbores.
Подземный коллектор может быть пройден одним или несколькими, по существу, вертикальными стволами скважин, и по существу, горизонтальный продуктивный участок ствола скважины расположен в интервале глубин, заданном верхним пределом глубины приблизительно на 200 футов по абсолютной вертикальной отметке выше самого верхнего перфорационного канала одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин и нижним пределом глубины приблизительно на 50 футов по абсолютной вертикальной отметке ниже самого нижнего перфорационного канала одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин.An underground reservoir may be traversed by one or more substantially vertical wellbores, and the substantially horizontal productive portion of the wellbore is located at a depth interval defined by an upper limit of depth of approximately 200 feet in absolute vertical elevation above the highest perforation channel of one or more essentially vertical wellbores and a lower depth limit of approximately 50 feet at an absolute vertical mark below the lowest perforation channel one or more substantially vertical wellbores.
Подземный коллектор может быть пройден одним или несколькими, по существу, вертикальнымиAn underground collector may be walked by one or more substantially vertical
- 1 018256 стволами скважин, и, по существу, горизонтальный продуктивный участок ствола скважины расположен в интервале глубин, заданном верхним пределом глубины приблизительно на 160 футов по абсолютной вертикальной отметке выше самого верхнего перфорационного канала одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин и нижним пределом глубины не ниже самого нижнего перфорационного канала одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин.- 1 018256 boreholes, and a substantially horizontal productive portion of the borehole is located in the depth range defined by the upper limit of the depth of approximately 160 feet in absolute vertical elevation above the uppermost perforation channel of one or more substantially vertical boreholes and lower the depth limit is not lower than the lowest perforation channel of one or more essentially vertical wellbores.
Подземный коллектор может представлять собой коллектор тяжелой нефти, который может быть диатомитовым коллектором.The underground reservoir may be a heavy oil reservoir, which may be a diatomaceous reservoir.
Способ может дополнительно содержать планирование траектории, по существу, горизонтального продуктивного участка ствола скважины для его расположения в пределах приблизительно 100 футов в поперечном направлении от одного или нескольких стволов скважины, в которые предварительно нагнетен пар.The method may further comprise planning the trajectory of the substantially horizontal productive portion of the wellbore to position it within approximately 100 feet in the transverse direction from one or more wellbores into which steam has been pre-pumped.
Способ может дополнительно содержать планирование траектории, по существу, горизонтального продуктивного участка ствола скважины для его расположения в пределах приблизительно 50 футов в поперечном направлении от одного или нескольких стволов скважины, в которые предварительно нагнетен пар.The method may further comprise planning the trajectory of the substantially horizontal productive portion of the wellbore to position it within approximately 50 feet in the transverse direction from one or more wellbores into which steam has been pre-pumped.
Согласно изобретению создана скважина, содержащая, по существу, горизонтальный продуктивный участок, расположенный в подземном коллекторе и пересекающий созданный паром разрыв из одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин, проходящих через подземный коллектор в области проявлений на поверхности, при этом указанный продуктивный участок расположен на глубине в интервале глубин, заданном верхним пределом глубины приблизительно на 200 футов выше по абсолютной вертикальной отметке самого верхнего перфорационного канала одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин и нижним пределом приблизительно на 50 футов ниже по абсолютной вертикальной отметке от самого нижнего перфорационного канала одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин, и в пределах приблизительно в 100 футов в поперечном направлении от одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин.According to the invention, a well is created comprising a substantially horizontal productive section located in an underground reservoir and intersecting a steam created fracture from one or more substantially vertical wellbores passing through the underground reservoir in a development area on the surface, wherein said producing section located at a depth in the depth range defined by the upper limit of the depth approximately 200 feet higher in the absolute vertical mark of the uppermost perforation channel one or more substantially vertical wellbores and a lower limit of approximately 50 feet below the absolute vertical mark from the lowest perforation channel of one or more substantially vertical wellbores, and within approximately 100 feet in the transverse direction one or more essentially vertical wellbores.
Согласно другому варианту выполнения способ извлечения углеводородов из подземного коллектора содержит прекращение нагнетания пара в подземный коллектор после обнаружения неорганизованного перемещения пара в покрывающую породу подземного коллектора и проявлений на поверхности, бурение ствола скважины, содержащего, по существу, горизонтальный продуктивный участок, расположенный в подземном коллекторе, бурение одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин, перфорацию одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин на глубине, по существу, горизонтального продуктивного участка ствола скважины и последующую механизированную добычу углеводородов вблизи проявлений на поверхности.According to another embodiment, a method for recovering hydrocarbons from an underground reservoir comprises stopping the injection of steam into the underground reservoir after detecting an unorganized movement of steam into the overburden of the underground reservoir and surface manifestations, drilling a wellbore comprising a substantially horizontal production section located in the underground reservoir, drilling one or more substantially vertical wellbores, perforating one or more substantially vertical wells at a depth of essentially horizontal productive section of the wellbore and subsequent mechanized production of hydrocarbons near the manifestations on the surface.
Самый верхний перфорационный канал одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин может проходить не ниже, чем приблизительно на 200 футов по абсолютной вертикальной отметке от, по существу, горизонтального продуктивного участка ствола скважины, и самый нижний перфорационный канал одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин проходит не выше, чем приблизительно на 50 футов по абсолютной вертикальной отметке от, по существу, горизонтального продуктивного участка ствола скважины.The uppermost perforation channel of one or more substantially vertical wellbores may extend no lower than about 200 feet in absolute vertical elevation from the substantially horizontal productive portion of the wellbore, and the lowest perforation channel of one or more substantially vertical boreholes , vertical wellbore runs no higher than approximately 50 feet in absolute vertical elevation from a substantially horizontal productive portion of the wellbore.
Подземный коллектор может быть пройден одним или несколькими стволами скважин, в которые предварительно нагнетено по меньшей мере 50000 баррелей пара суммарно.An underground reservoir may be passed by one or more wellbores into which at least 50,000 barrels of steam have been previously pre-pumped.
Способ может дополнительно содержать планирование траектории, по существу, горизонтального продуктивного участка ствола скважины в пределах приблизительно 100 футов в поперечном направлении от одного или нескольких вертикальных стволов скважин, в которые предварительно нагнетено по меньшей мере 50000 баррелей пара суммарно.The method may further comprise planning the trajectory of the substantially horizontal productive portion of the wellbore within approximately 100 feet in the transverse direction from one or more vertical wellbores into which at least 50,000 barrels of steam have been pre-pumped.
Краткое описание фигур чертежейBrief Description of the Drawings
Прилагаемые чертежи показывают типичные варианты осуществления изобретения и не должны считаться ограничивающими его объем.The accompanying drawings show typical embodiments of the invention and should not be construed as limiting its scope.
Фиг. 1 показывает в разрезе первую горизонтальную скважину примера. Продуктивный интервал (хвостовик с щелевидными отверстиями) первой горизонтальной скважины приведенного примера пересекает интервалы над верхними перфорационными каналами вертикальных скважин. Интервалы над верхними перфорационными каналами вертикальных скважин интерпретируются, как являющиеся нагретыми и с разрывом пласта вследствие обработки паром вертикальных скважин (до ликвидации).FIG. 1 shows in cross-section the first horizontal well of the example. The production interval (liner with slit-like openings) of the first horizontal well of the given example crosses the intervals above the upper perforation channels of vertical wells. The intervals above the upper perforation channels of vertical wells are interpreted as being heated and with a fracturing due to steam treatment of vertical wells (before liquidation).
Фиг. 2 показывает разрез через модель нефтенасыщения, иллюстрирующий боковую секцию первой горизонтальной скважины примера. Вид обращен на север-северо-запад на крутом падении пласта, и схема указывает, что гравитационное дренирование может являться важным компонентом механизма добычи для первой горизонтальной скважины примера.FIG. 2 shows a section through an oil saturation model illustrating a side section of a first horizontal well of the example. The view faces north-north-west at a steep dip, and the diagram indicates that gravity drainage may be an important component of the production mechanism for the first horizontal well of the example.
Подробное описание изобретенияDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
В то время как запасы тяжелой нефти могут извлекать по известной технологии разрыва пласта паром, обнаружено, как указывают данные, полученные при использовании наклономеров на поверхности, что в процессе нескольких циклов обработки паром может происходить неорганизованный переток пара в покрывающую породу (то есть породу над коллектором). Считается, что неорганизованный переWhile heavy oil reserves can be extracted using the well-known technology of fracturing by steam, it was found, as indicated by the use of inclinometers on the surface, that during several cycles of steam treatment an unorganized flow of steam into the overburden (i.e., the rock above the reservoir can occur) ) It is believed that unorganized re
- 2 018256 ток пара обусловлен повреждением обсадной колонны на малой глубине или перфорированием за пределами зоны, и его результатом является давление, превышающее нормальное давление в покрывающей породе. Считается, что давления выше нормальных давлений обуславливают проявления на поверхности, проблемы при бурении, трудности при капитальном ремонте скважин и поднятия поверхности. Использованная в данном описании фраза проявления на поверхности относится к объемам пара и нефти высокого давления, пробивающимся на поверхность, результатом чего являются регистрируемые разливы. Регистрируемые разливы не только дорого обходятся с точки зрения охраны труда и охраны окружающей среды, но также могут приводить к значительным потерям добычи/прибыли, если в результате нагнетание пара сокращается. В частности, проявления на поверхности могут приводить к ликвидации поврежденных (или считающихся поврежденными) стволов скважин.- 2 018256 steam flow due to damage to the casing at shallow depth or perforation outside the zone, and its result is a pressure exceeding the normal pressure in the overburden. It is believed that pressures above normal pressures cause surface manifestations, problems during drilling, difficulties in overhauling wells and raising the surface. Used in this description, the phrase manifestations on the surface refers to the volume of steam and high pressure oil, breaking through to the surface, resulting in recorded spills. Recorded spills are not only costly in terms of labor protection and environmental protection, but they can also lead to significant production / profit losses if, as a result, steam injection is reduced. In particular, surface manifestations can lead to the elimination of damaged (or deemed damaged) wellbores.
Проявление на поверхности может приводить к приостановке бурения/обработки паром новых замещающих скважин или уплотнительных скважин в области проявления на поверхности, а также к приостановке эксплуатации остальных скважин вокруг проявления на поверхности посредством обычной циклической обработки паром из опасения возбуждения проявления на поверхности. Было неожиданно обнаружено, что такие остальные скважины, когда их переводят на механизированную добычу (штанговыми насосами) без активного нагнетания пара для уменьшения поверхностного расширения и продолжения извлечения запасов вблизи проявления на поверхности, имеют уровень добычи, превосходящий ожидаемый.Development on the surface can lead to the suspension of drilling / steam treatment of new replacement wells or sealing wells in the area of development on the surface, as well as the suspension of the remaining wells around development on the surface through conventional cyclic steam treatment for fear of excitation of development on the surface. It was unexpectedly discovered that such other wells, when they are transferred to mechanized production (by sucker rod pumps) without actively injecting steam to reduce surface expansion and continue to extract reserves near the surface manifestations, have a level of production that is higher than expected.
Таким образом, значительная добыча нефти из скважин с механизированной добычей (штанговыми насосами) после обработки паром, без прямого циклического нагнетания пара, привела к исследованиям возможности удваивания показателей добычи скважины со штанговым насосом в горизонтальной скважине. Было обнаружено, что горизонтальные скважины могут пересекать разрывы пласта ликвидированных вертикальных скважин и при этом являться продуктивными без нагнетания пара. Без связи с какойлибо теорией, считается, что механизмы добычи для скважин с механизированной добычей в коллекторе имеют три составные части. Первое, гравитационное дренирование способствует в областях круто падающих пластов, и таким образом нефть может протекать по одному пути. Второе, установившиеся открытые разрывы пласта (как созданные обработкой паром, так и природные) играют главную роль в создании путей потока для нефти в породе низкой проницаемости. Третье, остаточное тепло от предшествующих циклических обработок паром вместе с нагнетанием пара на периферии области играют важную роль в нагреве и уменьшении вязкости нефти.Thus, significant oil production from mechanized production wells (sucker rod pumps) after steam treatment, without direct cyclic steam injection, has led to studies of the possibility of doubling the performance of a well with sucker rod pump in a horizontal well. It has been found that horizontal wells can intersect fractures in abandoned vertical wells and are productive without steam injection. Without being bound by any theory, it is believed that production mechanisms for reservoirs with mechanized production in the reservoir have three components. First, gravity drainage contributes to areas of steeply falling formations, and thus oil can flow along one path. Second, established open fractures (both those created by steam and natural ones) play a major role in creating flow paths for oil in a low permeability rock. Third, the residual heat from previous cyclic steam treatments along with the injection of steam at the periphery of the region play an important role in heating and reducing the viscosity of the oil.
Область вблизи проявления на поверхности может характеризоваться как созданными обработкой паром, так и существующими природными разрывами пласта. Значительная частота природных разрывов пласта может регистрироваться вблизи проявления на поверхности с помощью детальных исследований интерференции частотной модуляции/электромагнитной интерференции. Без связи с какой-либо теорией, считается, что природные разрывы пласта вместе с разрывами пласта, созданными обработкой паром, создают сеть, в которую можно подавать пар и в которой может создаваться давление, а также которая может нагреваться для обеспечения добычи нефти посредством механизма механизированной добычи и не обязательно требует активного нагнетания в ствол добывающей скважины. Хотя не ясно, как далеко пар и давление могут распространяться через существующие разрывы пласта в область месторождения вблизи проявления на поверхности, реакция штангового насоса на агрессивное нагнетание пара предполагает, что способы, раскрытые в данном документе, являются надежным механизмом продолжительного возрождения добычи.The area near the surface manifestation can be characterized by both steam-generated and existing natural fractures. A significant frequency of natural fractures can be recorded near surface manifestations using detailed studies of frequency modulation / electromagnetic interference interference. Without being bound by any theory, it is believed that natural fractures together with fractures created by steam treatment create a network into which steam can be supplied and in which pressure can be generated, and which can be heated to provide oil production through a mechanized mechanism production and does not necessarily require active injection into the wellbore of the producing well. Although it is not clear how far steam and pressure can propagate through existing fractures in the field of the field near the surface manifestations, the response of the sucker rod pump to aggressive steam injection suggests that the methods disclosed herein are a reliable mechanism for sustained recovery of production.
Используемая в данном документе фраза по существу вертикальный относится к ориентации приблизительно 30° или меньше от вертикали, в то время как фраза по существу горизонтальный относится к ориентации приблизительно 30° или меньше от горизонтали.As used herein, a phrase substantially vertical refers to an orientation of approximately 30 ° or less from a vertical, while a phrase substantially horizontal refers to an orientation of approximately 30 ° or less from a horizontal.
Существует несколько базовых критериев, которым надлежит следовать при планировании траектории ствола горизонтальной скважины. Критерии используются для создания наилучшей эмпирической кривой для боковой секции скважины. Примеры критериев включают в себя следующее:There are several basic criteria that should be followed when planning the trajectory of a horizontal wellbore. The criteria are used to create the best empirical curve for the side section of the well. Examples of criteria include the following:
1) Траектория должна находиться приблизительно в 50 футах от запланированных ликвидированных скважин.1) The trajectory should be approximately 50 feet from the planned abandoned wells.
2) Траектория должна проходить мимо ликвидированных скважин на отметке не более 160 футов (по абсолютной вертикальной отметке) выше верхних перфорационных каналов ликвидированных скважин.2) The trajectory must pass past abandoned wells at a mark of no more than 160 feet (in absolute vertical elevation) above the upper perforation channels of abandoned wells.
3) Траектория должна проходить мимо ликвидированных скважин на абсолютной вертикальной отметке, которая не должна быть ниже нижних перфорационных каналов ликвидированных скзажин.3) The trajectory should pass past abandoned wells at an absolute vertical mark, which should not be lower than the lower perforation channels of abandoned wells.
4) В интерпретированные сети разрывов пласта от ликвидированных скважин было запланировано более 150000 баррелей (эквивалента холодной воды) суммарного нагнетания пара.4) More than 150,000 barrels (equivalent of cold water) of the total steam injection were planned in the interpreted network of fracturing from abandoned wells.
Как раскрыто в данном документе, горизонтальные скважины со штанговыми насосами являются практически осуществимым вариантом для циклической обработки паром термически выдержанных областей разработки, поскольку пользуются преимуществом объединения созданных паром и природных разрывов пласта и гравитационного дренирования горячей подвижной нефти. Примеры использования включают в себя следующее:As disclosed in this document, horizontal wells with sucker rod pumps are a viable option for cyclic steam treatment of thermally seasoned development areas, since they take advantage of the combination of steam created and natural fractures and gravity drainage of hot mobile oil. Examples of use include the following:
- 3 018256- 3 018256
1) Бурение горизонтальных скважин в дополнение к существующим вертикальным скважинам или для замещения вертикальных ликвидированных скважин, когда в вертикальные скважины предварительно нагнеталось более 50000 суммарных баррелей пара (эквивалента холодной воды) и боковая (добывающая) секция горизонтальной скважины находится, в общем, между глубинами (по абсолютным вертикальным отметкам) верхнего и нижнего перфорационных каналов соседних вертикальных скважин (при прохождении мимо вертикальных скважин). В одном варианте осуществления интервал глубин находится в пределах приблизительно 200 футов по абсолютной вертикальной отметке (высоте) от верхнего перфорационного канала вертикальных скважин или приблизительно 50 футов по абсолютной вертикальной отметке (глубина) под нижним перфорационным каналом вертикальных скважин.1) Drilling horizontal wells in addition to existing vertical wells or to replace vertical abandoned wells when more than 50,000 total barrels of steam (equivalent of cold water) were pre-injected into vertical wells and the lateral (producing) section of the horizontal well is generally between the depths ( absolute vertical marks) of the upper and lower perforation channels of adjacent vertical wells (when passing by vertical wells). In one embodiment, the depth interval is within about 200 feet in absolute vertical elevation (height) from the upper perforation channel of vertical wells or approximately 50 feet in absolute vertical elevation (depth) below the lower perforation channel of vertical wells.
2) Бурение горизонтальных скважин в термальном диатомитовом месторождении так, чтобы продуктивный участок горизонтальной скважины располагался в пределах приблизительно 100 футов от всех существующих или ликвидированных скважин, в которые предварительно нагнеталось более 50000 баррелей пара (эквивалента холодной воды), согласно упомянутых выше параметров для глубины относительно перфорационных каналов соседних вертикальных скважин. В варианте осуществления продуктивный участок горизонтальной скважины может определяться как любое заканчивание скважины (хвостовик перфорированный или с щелевидными отверстиями), расположен под углом 90° или выше и используется для притока нефти и воды.2) Drilling horizontal wells in a thermal diatomite field so that the productive section of the horizontal well is located within about 100 feet of all existing or abandoned wells into which more than 50,000 barrels of steam (cold water equivalent) were previously injected, according to the above parameters for depth relative to perforation channels of adjacent vertical wells. In an embodiment, a productive section of a horizontal well can be defined as any completion of the well (perforated liner or with slit-like openings), is located at an angle of 90 ° or higher and is used for the flow of oil and water.
3) Бурение горизонтальных скважин в термальном диатомите, за которым следует бурение и заканчивание вертикальных скважин согласно упомянутым выше параметрам по глубинам перфорационных каналов относительно продуктивного участка горизонтальной скважины.3) Drilling horizontal wells in thermal diatomite, followed by drilling and completion of vertical wells according to the above parameters for the depths of perforation channels relative to the productive section of the horizontal well.
По существу, горизонтальная скважина, раскрытая в данном документе, использует разрыв пласта/утилизацию тепла для добычи на месторождениях тяжелой нефти, таких, например, как с термальными диатомитовыми отложениями.The substantially horizontal well disclosed herein uses fracturing / heat recovery to produce heavy oil from fields such as those with thermal diatomaceous deposits.
ПримерExample
Данный иллюстрирующий пример не является ограничивающим.This illustrative example is not limiting.
Проявление на поверхности привело к приостановке бурения/обработке паром новых замещающих скважин и уплотнительных скважин в радиусе 500 футов от проявления на поверхности. Большое число (например, двадцать две) ликвидированных скважин и режим ограничения обработки паром привели к значительной потере добычи (порядка приблизительно 1000 баррелей/день) в области проявления на поверхности.Surface development led to the suspension of drilling / steam treatment of new replacement wells and seal wells within a radius of 500 feet of surface development. A large number (for example, twenty-two) of abandoned wells and the mode of steam treatment restriction led to a significant loss of production (of the order of approximately 1000 barrels / day) in the area of surface development.
Несмотря на ликвидацию нескольких рабочих скважин вокруг проявления на поверхности, несколько скважин остались рабочими. Несколько оставшихся рабочими скважин не эксплуатировались обычными средствами циклической обработки паром из-за боязни возбуждения проявления на поверхности. Так, одна скважина была переведена на механизированную добычу (штанговый насос) для увеличения извлечения, уменьшения поверхностного расширения и продолжения извлечения запасов в непосредственной близости к проявлению на поверхности. Неожиданно, без активного нагнетания пара, скважина стала добывать с притоком, превышающим ожидания (около сотен баррелей/день), пока повреждение обсадной колонны не привело к ликвидации преобразованной скважины. Вскоре после перевода первой скважины на добычу штанговым насосом четыре других добывающих скважины были также оборудованы штанговыми насосами. Четыре дополнительных преобразованных скважины также реагировали положительно.Despite the elimination of several working wells around the surface manifestation, several wells remained working. The few remaining working wells were not operated by conventional steam cycling due to the fear of surface manifestations. So, one well was transferred to mechanized production (sucker rod pump) to increase recovery, reduce surface expansion and continue extraction of reserves in close proximity to the manifestation on the surface. Suddenly, without actively injecting steam, the well began to produce with an inflow exceeding expectations (about hundreds of barrels / day), until damage to the casing led to the liquidation of the converted well. Shortly after the first well was transferred to production by a rod pump, four other production wells were also equipped with rod pumps. Four additional transformed wells also responded positively.
При планировании первой горизонтальной скважины критерии планирования примера скважины, приведенного в данном документе, фокусировались на обеспечении того, чтобы траектория скважины находилась достаточно близко к ликвидированным скважинам, для использования наилучшим образом созданного обработкой паром разрыва пласта и нагрева (см. фиг. 1). Конкретно, продуктивный участок или продуктивный интервал (хвостовик с щелевидными отверстиями) для первой горизонтальной скважины пересекал интервалы над верхними перфорационными каналами вертикальных скважин. Пересеченные интервалы над верхними перфорационными каналами являются нагретыми и со значительным разрывом пласта вследствие обработки паром вертикальных скважин (до ликвидации).When planning the first horizontal well, the planning criteria for an example well described in this document focused on ensuring that the well trajectory was close enough to abandoned wells to use the well-formed steam rupture and heating (see FIG. 1). Specifically, the production section or the production interval (liner with slit-like openings) for the first horizontal well intersected the intervals above the upper perforation channels of the vertical wells. Crossed intervals above the upper perforation channels are heated and with significant fracturing due to steam treatment of vertical wells (until liquidation).
Траектория первой горизонтальной скважины направлена на четыре ранее ликвидированные скважины в области проявления на поверхности. Бурение и заканчивание первой горизонтальной скважины заняло немного более недели. Скважина была введена в эксплуатацию с первоначальной добычей, превышающей 1000 баррелей нефти в день. Первая горизонтальная скважина имела стабильную добычу, превышающую среднюю добычу скважины на месторождении в десять раз.The trajectory of the first horizontal well is directed to four previously abandoned wells in the area of manifestation on the surface. Drilling and completion of the first horizontal well took a little more than a week. The well was put into operation with an initial production exceeding 1000 barrels of oil per day. The first horizontal well had stable production, which is ten times higher than the average well production in the field.
До бурения первой горизонтальной скважины гипотетический механизм добычи заключался в том, что горизонтальная скважина должна воспользоваться преимуществами осуществляемого годами нагнетания пара в область пересечения как созданных нагнетанием пара, так и природных разрывов пласта и также преимуществом гравитационного дренирования в коллекторе и стволе скважины (отметка поднимается снизу вверх с уклоном 12°). Показатели работы первой горизонтальной скважины подтверждают гипотезу и предполагают вклад от большей части боковой секции.Before drilling the first horizontal well, the hypothetical production mechanism was that a horizontal well should take advantage of years of steam injection into the area of intersection of both created by steam injection and natural fractures and also the advantage of gravity drainage in the reservoir and wellbore (the mark rises from the bottom up with a slope of 12 °). The performance of the first horizontal well confirms the hypothesis and suggests a contribution from most of the side section.
В дополнение к первой горизонтальной скважине возможности двух дополнительных горизонтальных скважин на месторождении идентифицированы и наилучшим образом использованы. Две дополниIn addition to the first horizontal well, the capabilities of two additional horizontal wells in the field are identified and best utilized. Two add
- 4 018256 тельных горизонтальных скважины были спроектированы и пробурены параллельно первой горизонтальной скважине, при этом траектории второй и третьей дополнительных горизонтальных скважин направлялись на пять и шесть ранее ликвидированных скважин в области проявления на поверхности, соответственно.- 4 018256 horizontal wells were designed and drilled parallel to the first horizontal well, while the trajectories of the second and third additional horizontal wells were directed to five and six previously abandoned wells in the area of development on the surface, respectively.
На фиг. 2 показано сечение модели нефтенасыщения для нефтяного месторождения, в котором произошло проявление на поверхности, показывающее крутые падения пласта. Без связи с какой-либо теорией, считается, что крутые падения пласта нефтяного месторождения, на котором произошли проявления на поверхности, вместе с природными и созданными нагнетанием пара разрывами представляют возможность того, что гравитационное дренирование может являться существенным компонентом механизма добычи для некоторых горизонтальных скважин на нефтяном месторождении. Падения залегания пластов могут превышать 45° в части месторождения, где были пробурены три горизонтальные скважины, и горячая подвижная нефть может дренировать вниз по круто наклоненным пластам залегания. Если имел место механизм гравитационного дренирования, то боковые участки трех горизонтальных скважин находились в выгодном положении для захвата горячей подвижной нефти.In FIG. Figure 2 shows a cross section of the oil saturation model for an oil field in which a surface manifestation has occurred, showing steep drops in the formation. Without connection with any theory, it is believed that steep falls of the oil field on which surface manifestations occur, together with natural and created by steam injection fractures, represent the possibility that gravity drainage may be an essential component of the production mechanism for some horizontal wells on oil field. Formation fall can exceed 45 ° in the part of the field where three horizontal wells have been drilled, and hot mobile oil can drain down steeply inclined bed formations. If there was a gravity drainage mechanism, then the lateral sections of three horizontal wells were in an advantageous position to capture hot mobile oil.
Предшествующие объемные расчеты для призабойной зоны скважины указывали на то, что значительный участок нефти на траектории первой горизонтальной скважины дренировался в 25 футах от стволов ликвидированных скважин. Вместе с тем, то же исследование также подтвердило аналогичные результаты для упомянутых выше вертикальных добывающих скважин со штанговыми насосами. Фактические показатели работы первой горизонтальной скважины (рассматриваемые ниже) вместе с реакцией добычи штанговыми насосами на обработки паром в соседних скважинах предполагают, что вклад в добычу нефти может производиться с дополнительного к 25 футам удаления (от места на забое), что предполагает существование сети разрывов пласта в сложившейся области проявления на поверхности, и эта сеть предоставляет возможность перетока пара и нефти.Previous volumetric calculations for the bottomhole zone of the well indicated that a significant portion of the oil in the path of the first horizontal well was drained 25 feet from the wells of abandoned wells. However, the same study also confirmed similar results for the aforementioned vertical production wells with sucker rod pumps. Actual performance of the first horizontal well (discussed below) along with the reaction of sucker rod pump production to steam treatment in neighboring wells suggests that contribution to oil production can be made from an extra to 25 feet of removal (from the bottom of the hole), which suggests a network of formation fractures in the developed area of manifestation on the surface, and this network provides the possibility of overflow of steam and oil.
Многие модификации варианта осуществления, раскрытого в данном документе, могут легко проводиться специалистами области техники. Настоящее описание направлено только на иллюстрирование и не должно восприниматься в ограничивающем смысле. Соответственно, настоящее описание подлежит восприятию как включающее в себя все конструкции и способы, подпадающие под объем прилагаемой формулы изобретения. Термин содержащий в формуле изобретения означает включающий в себя, по меньшей мере, так что приводимые в формуле изобретения перечни элементов являются открытым рядом или группой. Аналогично, термины состоящий из, имеющий и включающий в себя, все, означают открытый ряд или группу элементов. Указание элементов в единственном числе предполагает содержание множества элементов, если такие специально не исключены.Many modifications to the embodiment disclosed herein can be easily carried out by those skilled in the art. The present description is intended to be illustrative only and should not be construed in a limiting sense. Accordingly, the present description is to be construed as including all constructions and methods falling within the scope of the attached claims. The term comprising in the claims means including at least so that the lists of elements given in the claims are open next to each other or group. Similarly, the terms consisting of, having and including, all, mean an open row or group of elements. Indication of elements in the singular implies the content of many elements, if such are not specifically excluded.
Claims (18)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US80101606P | 2006-05-16 | 2006-05-16 | |
| PCT/US2007/069027 WO2007137061A2 (en) | 2006-05-16 | 2007-05-16 | Recovery of hydrocarbons using horizontal wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200870537A1 EA200870537A1 (en) | 2009-04-28 |
| EA018256B1 true EA018256B1 (en) | 2013-06-28 |
Family
ID=38723982
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200870537A EA018256B1 (en) | 2006-05-16 | 2007-05-16 | Recovery of hydrocarbons using horizontal wells |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20090301704A1 (en) |
| CN (1) | CN101484662B (en) |
| BR (1) | BRPI0711475A2 (en) |
| CA (1) | CA2652159A1 (en) |
| EA (1) | EA018256B1 (en) |
| WO (1) | WO2007137061A2 (en) |
Families Citing this family (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20090101336A1 (en) * | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
| US7913755B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
| US7789139B2 (en) * | 2007-10-19 | 2010-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
| US7775271B2 (en) * | 2007-10-19 | 2010-08-17 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
| US7784543B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-08-31 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
| US7793714B2 (en) * | 2007-10-19 | 2010-09-14 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
| US7775277B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-08-17 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
| US8555958B2 (en) | 2008-05-13 | 2013-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Pipeless steam assisted gravity drainage system and method |
| US8113292B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-02-14 | Baker Hughes Incorporated | Strokable liner hanger and method |
| US7789152B2 (en) | 2008-05-13 | 2010-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Plug protection system and method |
| US8171999B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-05-08 | Baker Huges Incorporated | Downhole flow control device and method |
| US8132624B2 (en) | 2009-06-02 | 2012-03-13 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints and method |
| US8056627B2 (en) | 2009-06-02 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints and method |
| US8151881B2 (en) | 2009-06-02 | 2012-04-10 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints |
| US8839875B2 (en) * | 2009-12-28 | 2014-09-23 | Ben M. Enis | Method and apparatus for sequestering CO2 gas and releasing natural gas from coal and gas shale formations |
| WO2012092404A1 (en) | 2010-12-28 | 2012-07-05 | Enis Ben M | Method and apparatus for using pressure cycling and cold liquid co2 for releasing natural gas from coal and shale formations |
| CN102213089A (en) * | 2011-06-02 | 2011-10-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and system for extracting oil from shallow heavy oil reservoir |
| US20130020080A1 (en) * | 2011-07-20 | 2013-01-24 | Stewart Albert E | Method for in situ extraction of hydrocarbon materials |
| US10100613B2 (en) * | 2013-02-22 | 2018-10-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Subwater heat exchanger |
| CN104863559A (en) * | 2014-02-26 | 2015-08-26 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for increasing single well productivity of ultra-deep-layer low-permeability heavy oil reservoir |
| DE102015121042A1 (en) * | 2015-12-03 | 2017-06-08 | Benjamin Klock | Method and device for the in-situ remediation of contaminated soils |
| US20230237223A1 (en) * | 2022-01-26 | 2023-07-27 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for estimating well interference on a target well from other potential wells in a subsurface volume of interest |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6050335A (en) * | 1997-10-31 | 2000-04-18 | Shell Oil Company | In-situ production of bitumen |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5085276A (en) * | 1990-08-29 | 1992-02-04 | Chevron Research And Technology Company | Production of oil from low permeability formations by sequential steam fracturing |
| US5085273A (en) * | 1990-10-05 | 1992-02-04 | Davis-Lynch, Inc. | Casing lined oil or gas well |
| US5305829A (en) * | 1992-09-25 | 1994-04-26 | Chevron Research And Technology Company | Oil production from diatomite formations by fracture steamdrive |
| CN1081288C (en) * | 1999-03-25 | 2002-03-20 | 金军 | Steam chemical incoming-outcoming method for extracting superthick oil |
-
2007
- 2007-05-16 US US12/300,981 patent/US20090301704A1/en not_active Abandoned
- 2007-05-16 WO PCT/US2007/069027 patent/WO2007137061A2/en active Application Filing
- 2007-05-16 CA CA002652159A patent/CA2652159A1/en not_active Abandoned
- 2007-05-16 BR BRPI0711475-3A patent/BRPI0711475A2/en not_active IP Right Cessation
- 2007-05-16 EA EA200870537A patent/EA018256B1/en not_active IP Right Cessation
- 2007-05-16 CN CN200780023198.3A patent/CN101484662B/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6050335A (en) * | 1997-10-31 | 2000-04-18 | Shell Oil Company | In-situ production of bitumen |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN101484662A (en) | 2009-07-15 |
| US20090301704A1 (en) | 2009-12-10 |
| WO2007137061A3 (en) | 2008-11-13 |
| WO2007137061A2 (en) | 2007-11-29 |
| CN101484662B (en) | 2013-06-19 |
| BRPI0711475A2 (en) | 2012-08-14 |
| EA200870537A1 (en) | 2009-04-28 |
| CA2652159A1 (en) | 2007-11-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA018256B1 (en) | Recovery of hydrocarbons using horizontal wells | |
| US9080435B2 (en) | Upgoing drainholes for reducing liquid-loading in gas wells | |
| US4344485A (en) | Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids | |
| RU2350747C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| CA2740158C (en) | Harvesting by-passed resource | |
| US5607018A (en) | Viscid oil well completion | |
| US20100170672A1 (en) | Method of and system for hydrocarbon recovery | |
| CA2766849C (en) | Recovery from a hydrocarbon reservoir utilizing a mixture of steam and a volatile solvent | |
| CA2766838C (en) | Enhancing the start-up of resource recovery processes | |
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| CA2744749C (en) | Basal planer gravity drainage | |
| CA2762439C (en) | Improving recovery from a hydrocarbon reservoir | |
| CA2762448C (en) | Improving recovery from a hydrocarbon reservoir | |
| RU2305758C1 (en) | Method for oil field development | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| US9359868B2 (en) | Recovery from a subsurface hydrocarbon reservoir | |
| US9291042B2 (en) | Water injection method for assisting in recovery of heavy oil | |
| RU2395676C1 (en) | Method of bitumen deposit development | |
| RU2599649C2 (en) | Underground well system with plurality of drain holes extending from production well and method of its use | |
| RU2232263C2 (en) | Method for extracting of high-viscosity oil | |
| WO2022081790A1 (en) | Grout partition and method of construction | |
| CN204344084U (en) | Oil recovery mechanism and there is its oil extraction system | |
| RU2090742C1 (en) | Method for development of oil formation | |
| CN105649576B (en) | Oil recovery mechanism and oil extraction system with it | |
| CA3230024A1 (en) | System and method for harvesting geothermal energy from a subterranean formation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU |