RU2334096C1 - Method of massive type high-viscosity oil pool development - Google Patents
Method of massive type high-viscosity oil pool development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2334096C1 RU2334096C1 RU2007135244/03A RU2007135244A RU2334096C1 RU 2334096 C1 RU2334096 C1 RU 2334096C1 RU 2007135244/03 A RU2007135244/03 A RU 2007135244/03A RU 2007135244 A RU2007135244 A RU 2007135244A RU 2334096 C1 RU2334096 C1 RU 2334096C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- stage
- development
- horizontal
- injection
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти массивного типа.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high-viscosity oil of massive type.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа, включающий бурение первоочередных пилотных стволов для будущих добывающей и нагнетательной скважин со вскрытием продуктивного пласта. Осуществляют закачку воды, регистрацию изменения давления в стволе добывающей скважины, прекращение закачки воды после всплеска забойного давления, свидетельствующего о массивном строении продуктивного пласта в пределах рассматриваемого элемента разработки. Этот элемент разбуривают вертикальными и/или горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами с площадной системой их размещения. Забои или стволы скважин разносят таким образом, что добывающими скважинами вскрывают продуктивный пласт вблизи его кровли, а нагнетательными скважинами - выше или ниже водонефтяного контакта. Организуют вытеснение нефти в вертикальном направлении с режимом закачки рабочего агента, преимущественно воды, из условия, чтобы текущее пластовое давление в элементе разработки было не ниже начального пластового давления. При этом в нагнетательные скважины закачивают загущенную полимером воду из условия недопущения преждевременных прорывов рабочего агента к добывающим скважинам. По второму варианту забои или стволы скважин разносят таким образом, что на первом этапе добывающими скважинами вскрывают продуктивный пласт примерно в середине, а на втором этапе осуществляют забуривание боковых горизонтальных стволов вблизи кровли продуктивного пласта (патент РФ №2297524, опублик. 2007.04.20).A known method of developing a reservoir of high-viscosity oil of massive type, including the drilling of priority pilot shafts for future production and injection wells with the opening of the reservoir. Water injection is carried out, pressure changes in the wellbore are recorded, water injection is stopped after a bottomhole pressure surge, indicating the massive structure of the reservoir within the considered development element. This element is drilled with vertical and / or horizontal producing and injection wells with an area system for their placement. Bottom faces or wellbores are distributed in such a way that producing wells open a productive formation near its roof, and injection wells - above or below the oil-water contact. Organize the displacement of oil in the vertical direction with the injection mode of the working agent, mainly water, from the condition that the current reservoir pressure in the development element is not lower than the initial reservoir pressure. At the same time, water thickened with polymer is pumped into injection wells in order to prevent premature breakthroughs of the working agent to production wells. According to the second option, the bottom holes or wellbores are distributed in such a way that at the first stage, the producing formation is opened in the middle of the producing wells, and at the second stage, horizontal lateral shafts are drilled near the top of the producing formation (RF patent No. 2297524, published 2007.04.20).
Известный способ применим для разработки залежи нефти относительно невысокой вязкости и не применим для разработки залежи высоковязкой нефти с вязкостью более 200 мПа·с.The known method is applicable for the development of oil deposits of relatively low viscosity and is not applicable for the development of deposits of high viscosity oil with a viscosity of more than 200 MPa · s.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти, согласно которому бурят скважины, закачивают в них пар с воздухом, воздух. Останавливают скважины на выдержку и отбирают из них продукцию. Вначале бурят скважины в сводовой части залежи. Эксплуатируют их как нагнетательно-добывающие циклически с закачкой пара с воздухом, выдержкой и отбором продукции до раздренирования призабойной зоны. Верхнюю скважину переводят под нагнетание газа. Ниже расположенные по пласту эксплуатируют как добывающие. При этом ниже добывающих скважин бурят еще ряд скважин и эксплуатируют их как нагнетательно-добывающие. Добывающие скважины после выработки зоны залежи между ними и нагнетательной скважиной переводят под нагнетание газа. Нагнетательную скважину при превышении расчетного давления останавливают. Дальнейшую разработку ведут сверху вниз по пласту аналогичным образом до выработки залежи (патент РФ №2304707, опублик. 2007.08.20 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing deposits of highly viscous oil, according to which wells are drilled, steam with air and air are pumped into them. They stop the wells for exposure and select products from them. First, wells are drilled in the vaulted part of the reservoir. They are exploited as injection-producing cyclically with steam injection with air, holding and selection of products until the bottom hole zone is drained. The upper well is transferred under gas injection. Below located in the reservoir operate as mining. At the same time, a number of wells are drilled below production wells and they are operated as injection-producing ones. Production wells after developing a zone of deposits between them and the injection well are transferred under gas injection. An injection well is stopped when design pressure is exceeded. Further development is carried out from top to bottom along the reservoir in a similar way until the development of a deposit (RF patent No. 2304707, published. 2007.08.20 - prototype).
Известный способ позволяет разрабатывать залежь нефти практически любой вязкости, однако способ требует большого расхода теплоносителя (пара), отличается длительностью и невысокой нефтеотдачей.The known method allows you to develop a reservoir of oil of almost any viscosity, however, the method requires a large flow of coolant (steam), has a duration and low oil recovery.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа, включающем бурение скважин, закачку пара в чередовании с воздухом через выше расположенные нагнетательные скважины, отбор нефти через ниже расположенные добывающие скважины, выработку ступени залежи и дальнейшую разработку по ступеням сверху вниз по залежи аналогичным образом до выработки залежи, согласно изобретению в качестве скважин используют горизонтальные скважины, при разработке ступени залежи добывающие горизонтальные скважины размещают в подошве ступени параллельно под нагнетательными горизонтальными скважинами, при выработке залежи по ступеням сверху вниз интервал каждой ступени назначают порядка 20-50 м, на первой ступени используют теплоноситель с максимально возможной температурой порядка 250-320°С, от ступени к ступени уменьшают температуру теплоносителя на 30-60°С, при этом на нижней ступени поддерживают температуру теплоносителя не ниже 100°С.The problem is solved in that in the method of developing a reservoir of high-viscosity oil of a massive type, including drilling wells, injecting steam in alternation with air through upstream injection wells, taking oil through downstream production wells, developing a reservoir stage and further developing in steps from top to bottom of the reservoir similarly, before producing a deposit, according to the invention, horizontal wells are used as wells, when developing a stage of a deposit, I place producing horizontal wells t in the bottom of the stage in parallel under the horizontal injection wells, when developing a deposit step by step, the interval of each stage is assigned about 20-50 m, the first stage uses a coolant with a maximum possible temperature of about 250-320 ° C, reduce the temperature of the coolant from stage to stage 30-60 ° C, while at the lower stage, the temperature of the coolant is not lower than 100 ° C.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1. бурение скважин;1. well drilling;
2. закачка пара в чередовании с воздухом через выше расположенные нагнетательные скважины;2. steam injection in alternation with air through higher located injection wells;
3. отбор нефти через ниже расположенные добывающие скважины;3. oil extraction through lower located production wells;
4. выработка ступени залежи;4. development of the level of deposits;
5. дальнейшая разработка по ступеням сверху вниз по залежи аналогичным образом до выработки залежи;5. further development in steps from top to bottom of the deposit in a similar manner until the development of the deposit;
6. использование в качестве скважин горизонтальных скважин;6. the use of horizontal wells as wells;
7. при разработке ступени залежи размещение добывающих горизонтальных скважин в подошве ступени параллельно под нагнетательными горизонтальными скважинами;7. when developing the stage of the deposit, the placement of producing horizontal wells in the bottom of the stage in parallel under the injection horizontal wells;
8. при выработке залежи по ступеням сверху вниз назначение интервала каждой ступени порядка 20-50 м;8. when developing a deposit in steps from top to bottom, the appointment of the interval of each step is of the order of 20-50 m;
9. использование на первой ступени теплоносителя с максимально возможной температурой порядка 250-320°С;9. use at the first stage of the coolant with the maximum possible temperature of the order of 250-320 ° C;
10. уменьшение от ступени к ступени температуры теплоносителя на 30-60°С;10. a decrease from step to step of the temperature of the coolant by 30-60 ° C;
11. поддержание на нижней ступени температуры теплоносителя не ниже 100°С.11. maintaining at the lower stage of the temperature of the coolant not lower than 100 ° C.
Признаки 1-5 являются общими с прототипом, признаки 6-11 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1-5 are common with the prototype, signs 6-11 are the essential distinguishing features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке залежи высоковязкой нефти массивного типа разработку ведут по ступеням, переходя по мере выработки запасов на нижние этажи (ступени). Существующие способы разработки позволяют отобрать из залежи основные запасы, однако значительная часть нефти остается в залежи. Это связано с неконтролируемым назначением высоты ступеней разработки и несовершенным размещением скважин. Применяемые технологи и отличаются повышенным расходом дорогостоящего теплоносителя. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.When developing a reservoir of high-viscosity massive-type oil, the development is carried out in stages, passing as reserves are developed to the lower floors (steps). Existing development methods make it possible to select the main reserves from the reservoir, however, a significant part of the oil remains in the reservoir. This is due to the uncontrolled designation of the height of the stages of development and imperfect placement of wells. The technologies used are distinguished by an increased consumption of an expensive coolant. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits. The problem is solved as follows.
Залежь высоковязкой нефти массивного типа разрабатывают по ступеням сверху вниз. Для каждой ступени выделяют в толще залежи интервал высотой 20-50 м. Первую ступень выделяют под кровлей залежи. Бурят горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины на первую ступень. Добывающие горизонтальные скважины размещают в подошве первой ступени. Параллельно добывающим горизонтальным скважинам выше 2-10 м бурят нагнетательными горизонтальные скважины. На первой ступени используют теплоноситель с максимально возможной температурой порядка 250-320°С. Закачивают теплоноситель (пар) в чередовании с воздухом через нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины. Разработку ведут до выработки зоны залежи на первой ступени.Massive-type high-viscosity oil deposits are developed in steps from top to bottom. For each step, an interval with a height of 20-50 m is allocated in the thickness of the deposit. The first step is allocated under the roof of the deposit. Horizontal production and injection wells are drilled to the first stage. Production horizontal wells are placed at the bottom of the first stage. In parallel to producing horizontal wells above 2-10 m horizontal injection wells are drilled. At the first stage, a coolant with a maximum possible temperature of about 250-320 ° C is used. The coolant (steam) is pumped in alternation with air through injection wells and oil is taken through production wells. Development is carried out before the development of the zone of deposits in the first stage.
Для второй ступени выделяют в толще залежи интервал высотой 20-50 м, расположенный под первой ступенью. Бурят горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины на вторую ступень. При этом используют вертикальные стволы скважин, пробуренных ранее на первую ступень. Добывающие горизонтальные скважины размещают в подошве второй ступени. Параллельно добывающим горизонтальным скважинам выше 2-6 м бурят нагнетательными горизонтальные скважины. На второй ступени используют теплоноситель с температурой ниже температуры теплоносителя на первой ступени на 30-60°С. Закачивают теплоноситель (пар) в чередовании с воздухом через нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины. Разработку ведут до выработки зоны залежи на второй ступени.For the second stage, an interval of 20-50 m in height located under the first stage is distinguished in the thickness of the deposit. Horizontal production and injection wells are drilled to the second stage. In this case, vertical wellbores are used, previously drilled to the first stage. Production horizontal wells are placed at the bottom of the second stage. In parallel to producing horizontal wells above 2-6 m horizontal injection wells are drilled. In the second stage, a coolant with a temperature below the temperature of the coolant in the first stage is used at a temperature of 30-60 ° C. The coolant (steam) is pumped in alternation with air through injection wells and oil is taken through production wells. Development is carried out before the development of the zone of deposits in the second stage.
Аналогичным образом разрабатывают нефтяную залежь на третьей ступени и т.д.In a similar way, an oil reservoir is developed at the third stage, etc.
На последней самой нижней ступени поддерживают температуру теплоносителя не ниже 100°С.At the last lowermost stage, the coolant temperature is maintained not lower than 100 ° C.
Закачка теплоносителя на первой и последующих ступенях способствует прогреву залежи не только данной ступени, но и соседних. Последующая ступень оказывается как бы подогретой за счет тепла предыдущей ступени. На прогрев последующей ступени возможно использовать теплоноситель с меньшей температурой вследствие чего появляется возможность снизить температуру теплоносителя, начиная со второй ступени и далее вплоть до последней.The coolant injection at the first and subsequent stages contributes to the heating of the deposit not only of this stage, but also of the neighboring ones. The next stage appears to be warmed up due to the heat of the previous stage. It is possible to use a coolant with a lower temperature to warm up the next stage, as a result of which it becomes possible to lower the temperature of the coolant, starting from the second stage and then up to the last.
На чертеже представлена схема размещения скважин и ступней разработки.The drawing shows a layout of wells and development feet.
Нагнетательная скважина имеет вертикальный ствол 1 и горизонтальные стволы 2, пробуренные на каждую ступень разработки. Добывающая скважина имеет вертикальный ствол 3 и горизонтальные стволы 4, пробуренные в подошве каждой ступени параллельно под горизонтальными стволами 2 нагнетательной скважины, h - интервал залежи высоковязкой нефти массивного типа с кровлей 5 и подошвой 6. h1-h4 - интервалы ступеней разработки.The injection well has a vertical wellbore 1 and horizontal wellbores 2 drilled at each development stage. The producing well has a vertical wellbore 3 and horizontal trunks 4 drilled at the bottom of each stage parallel to the horizontal trunks 2 of the injection well, h is the interval of the high-viscosity oil of massive type with a roof 5 and sole 6. h 1 -h 4 are the intervals of the development stages.
Залежь высоковязкой нефти массивного типа разрабатывают по ступеням сверху вниз от первой ступени с интервалом h1 до последней ступени с интервалом h4. Интервалы h1-h4 имеют высоту 20-50 м. Первую ступень с интервалом h1 выделяют под кровлей 5 залежи. Из вертикального ствола 3 в подошву первой ступени бурят горизонтальный ствол 4 добывающей скважины. Из вертикального ствола 1 параллельно горизонтальному стволу 4 и выше него на 2-10 м бурят горизонтальный ствол 2 нагнетательной скважины. На первой ступени используют теплоноситель с максимально возможной температурой порядка 250-320°С. Закачивают теплоноситель (пар) в чередовании с воздухом через нагнетательную скважину и отбирают нефть через добывающую скважину. Разработку ведут до выработки зоны залежи на первой ступени.A reservoir of high-viscosity massive-type oil is developed in stages from top to bottom from the first stage with an interval of h 1 to the last stage with an interval of h 4 . The intervals h 1 -h 4 have a height of 20-50 m. The first step with an interval of h 1 is allocated under the roof 5 deposits. From the vertical wellbore 3, the horizontal wellbore 4 of the producing well is drilled into the bottom of the first stage. From the vertical wellbore 1 parallel to the horizontal wellbore 4 and above it, 2-10 m drill a horizontal wellbore 2 of the injection well. At the first stage, a coolant with a maximum possible temperature of about 250-320 ° C is used. The coolant (steam) is pumped in alternation with air through the injection well and oil is taken through the production well. Development is carried out before the development of the zone of deposits in the first stage.
Для второй ступени выделяют в толще залежи интервал h2 высотой 20-50 м, расположенный под первой ступенью. Бурят горизонтальные стволы добывающей и нагнетательной скважин на вторую ступень. При этом используют вертикальные стволы 1 и 3 скважин, пробуренных ранее на первую ступень. Горизонтальный ствол добывающей скважины размещают в подошве второй ступени. Параллельно горизонтальному стволу добывающей скважин выше на 2-10 м бурят горизонтальный ствол нагнетательной скважины. На второй ступени используют теплоноситель с температурой ниже температуры теплоносителя на первой ступени на 30-60°С. Закачивают теплоноситель (пар) в чередовании с воздухом через нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины. Разработку ведут до выработки зоны залежи на второй ступени.For the second stage, an interval h 2 with a height of 20-50 m located under the first stage is distinguished in the thickness of the deposit. Horizontal wells of production and injection wells are drilled to the second stage. In this case, use vertical shafts of 1 and 3 wells previously drilled to the first stage. The horizontal wellbore of the producing well is placed at the bottom of the second stage. Parallel to the horizontal well of the producing wells, a horizontal well of the injection well is drilled 2-10 m higher. In the second stage, a coolant with a temperature below the temperature of the coolant in the first stage is used at a temperature of 30-60 ° C. The coolant (steam) is pumped in alternation with air through injection wells and oil is taken through production wells. Development is carried out before the development of the zone of deposits in the second stage.
Аналогичным образом разрабатывают нефтяную залежь на третьей, четвертой и последней пятой ступени с интервалами соответственно h3 и h4.Similarly, develop an oil reservoir in the third, fourth and last fifth stage with intervals of h 3 and h 4, respectively.
На последней самой нижней ступени поддерживают температуру теплоносителя не ниже 100°С.At the last lowermost stage, the coolant temperature is maintained not lower than 100 ° C.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разрабатывают залежь высоковязкой нефти массивного типа. Кровля залежи находится на глубине 100 м, подошва - на глубине 220 м. Температура в залежи 8°С, давление 0,5 МПа, нефтенасыщенность 0,70 д.ед., пористость 30%, проницаемость 0,265 мкм2. Нефть имеет плотность 956 кг/м3 и вязкость 7000 мПа·с. Залежь разрабатывают скважинами, размещенными согласно чертежу. Расстояние между вертикальными стволами добывающей и нагнетательной скважинами составляет 100 м.A reservoir of high-viscosity massive oil is being developed. The top of the deposit is at a depth of 100 m, the sole is at a depth of 220 m. The temperature in the deposit is 8 ° C, pressure is 0.5 MPa, oil saturation is 0.70 ged units, porosity is 30%, permeability is 0.265 μm 2 . The oil has a density of 956 kg / m3 and a viscosity of 7000 mPas. The deposit is developed by wells placed according to the drawing. The distance between the vertical shafts of the producing and injection wells is 100 m.
Залежь высоковязкой нефти массивного типа разрабатывают по ступеням сверху вниз от первой ступени с интервалом h1 до последней ступени с интервалом h4. Интервалы h1-h4 имеют высоту 30 м каждый. Первую ступень с интервалом h1 выделяют под кровлей 5 залежи. Из вертикального ствола 3 в подошву первой ступени бурят горизонтальный ствол 4 добывающей скважины длиной 98 м. Из вертикального ствола 1 параллельно горизонтальному стволу 4 и выше него на 6 м бурят горизонтальный ствол 2 нагнетательной скважины длиной 98 м. На первой ступени используют теплоноситель с температурой 250°С. Закачивают теплоноситель (пар) в чередовании с воздухом через нагнетательную скважину и отбирают нефть через добывающую скважину. Разработку ведут до выработки зоны залежи на первой ступени.A reservoir of high-viscosity massive-type oil is developed in stages from top to bottom from the first stage with an interval of h 1 to the last stage with an interval of h 4 . The intervals h 1 -h 4 have a height of 30 m each. The first stage with an interval of h 1 allocate 5 deposits under the roof. A horizontal well 4 of a producing well 98 m long is drilled from a vertical well 3 to the bottom of the first stage. A horizontal well 2 of an injection well 98 m long is drilled 6 meters parallel to the horizontal well 4 and above it, 6 meters long from a vertical well 1. A heat carrier with a temperature of 250 is used in the first well ° C. The coolant (steam) is pumped in alternation with air through the injection well and oil is taken through the production well. Development is carried out before the development of the zone of deposits in the first stage.
Вторую, третью и четвертую ступени разрабатывают аналогично первой. На второй ступени закачивают теплоноситель с температурой 200°С, на третьей ступени - с температурой 150°С, на последней самой нижней ступени - с температурой 100°С.The second, third and fourth stages are developed similarly to the first. In the second stage, a coolant with a temperature of 200 ° C is pumped in, in the third stage with a temperature of 150 ° C, in the last lower stage with a temperature of 100 ° C.
В результате удается достичь нефтеотдачи залежи 50%, тогда как известные способы позволяют достичь нефтеотдачи порядка 25-30%.As a result, it is possible to achieve oil recovery of a deposit of 50%, while known methods can achieve oil recovery of the order of 25-30%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи при сокращении затрат на нагрев теплоносителя.The application of the proposed method will improve the oil recovery of the reservoir while reducing the cost of heating the coolant.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007135244/03A RU2334096C1 (en) | 2007-09-24 | 2007-09-24 | Method of massive type high-viscosity oil pool development |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007135244/03A RU2334096C1 (en) | 2007-09-24 | 2007-09-24 | Method of massive type high-viscosity oil pool development |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2334096C1 true RU2334096C1 (en) | 2008-09-20 |
Family
ID=39868011
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2007135244/03A RU2334096C1 (en) | 2007-09-24 | 2007-09-24 | Method of massive type high-viscosity oil pool development |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2334096C1 (en) |
Cited By (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2012026837A1 (en) * | 2010-08-23 | 2012-03-01 | Щлюмберже Холдингс Лимитед | Method for preheating an oil-saturated formation |
RU2446280C1 (en) * | 2010-10-12 | 2012-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
RU2481468C1 (en) * | 2012-07-23 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscous oil deposit |
RU2527051C1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect |
RU2559983C1 (en) * | 2014-06-17 | 2015-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Method of high-viscosity massive oil pool development |
RU2563892C1 (en) * | 2014-08-26 | 2015-09-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method of development of hydrocarbon fluid deposit |
RU2580339C1 (en) * | 2014-12-09 | 2016-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Method for development massive type high-viscous oil deposit |
RU2582256C1 (en) * | 2015-03-23 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil or bitumen |
RU2597040C1 (en) * | 2015-07-28 | 2016-09-10 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
RU2599676C1 (en) * | 2015-08-28 | 2016-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
RU2604073C1 (en) * | 2015-11-16 | 2016-12-10 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВО КФУ) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
RU2643056C1 (en) * | 2016-11-16 | 2018-01-30 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method for development of pools of superheavy oil or natural bitumen |
CN112539051A (en) * | 2020-12-21 | 2021-03-23 | 石家庄铁道大学 | In-situ leaching uranium mining well net and in-situ leaching uranium mining construction method |
-
2007
- 2007-09-24 RU RU2007135244/03A patent/RU2334096C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
RU 2246001 C1), 10.02.2005. * |
Cited By (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2012026837A1 (en) * | 2010-08-23 | 2012-03-01 | Щлюмберже Холдингс Лимитед | Method for preheating an oil-saturated formation |
RU2530930C1 (en) * | 2010-08-23 | 2014-10-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Oil-filled formation preheating method |
RU2446280C1 (en) * | 2010-10-12 | 2012-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
RU2481468C1 (en) * | 2012-07-23 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscous oil deposit |
RU2527051C1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect |
RU2559983C1 (en) * | 2014-06-17 | 2015-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Method of high-viscosity massive oil pool development |
RU2563892C1 (en) * | 2014-08-26 | 2015-09-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method of development of hydrocarbon fluid deposit |
RU2580339C1 (en) * | 2014-12-09 | 2016-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Method for development massive type high-viscous oil deposit |
RU2582256C1 (en) * | 2015-03-23 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil or bitumen |
RU2597040C1 (en) * | 2015-07-28 | 2016-09-10 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
RU2599676C1 (en) * | 2015-08-28 | 2016-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
RU2604073C1 (en) * | 2015-11-16 | 2016-12-10 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВО КФУ) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
RU2643056C1 (en) * | 2016-11-16 | 2018-01-30 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method for development of pools of superheavy oil or natural bitumen |
CN112539051A (en) * | 2020-12-21 | 2021-03-23 | 石家庄铁道大学 | In-situ leaching uranium mining well net and in-situ leaching uranium mining construction method |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2334096C1 (en) | Method of massive type high-viscosity oil pool development | |
RU2295030C1 (en) | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen | |
RU2350747C1 (en) | Method of oil deposit development | |
RU2339801C2 (en) | Method for development of multi-horizon non-uniform oil fields by means of branched horizontal wells | |
RU2663532C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
RU2455471C1 (en) | System of solid low-productive zonary-heterogeneous oil formation development | |
RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
RU2481468C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit | |
RU2578137C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit | |
RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
RU2343276C1 (en) | Method of development of high viscous oil deposit | |
RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
RU2274741C1 (en) | Oil field development method | |
RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
RU2455473C2 (en) | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit | |
RU2334098C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
RU2504646C1 (en) | Method of oil deposit development using flooding | |
RU2287679C1 (en) | Method for extracting deposit of high viscosity oil or bitumen | |
RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
RU2514046C1 (en) | Method of oil pool development | |
RU2447272C1 (en) | Method of massive deposit development | |
RU2443853C1 (en) | Development method of oil deposit with oil-water zones |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130925 |