RU2340768C2 - Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells - Google Patents
Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2340768C2 RU2340768C2 RU2007102096/03A RU2007102096A RU2340768C2 RU 2340768 C2 RU2340768 C2 RU 2340768C2 RU 2007102096/03 A RU2007102096/03 A RU 2007102096/03A RU 2007102096 A RU2007102096 A RU 2007102096A RU 2340768 C2 RU2340768 C2 RU 2340768C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- steam chamber
- pumping
- heating
- production
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Working-Up Tar And Pitch (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a heavy oil or bitumen field using double-well horizontal wells.
Известен способ разработки залежи тяжелой нефти или битума (патент РФ №2287677, E21B 43/24, опубл. 20.11.2006 г.), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины, создание проницаемой зоны между скважинами, закачку теплоносителя в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину и отбор продукции по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин. Данный способ обеспечивает увеличение темпов прогрева залежи.A known method of developing deposits of heavy oil or bitumen (RF patent No. 2287677, E21B 43/24, publ. November 20, 2006), including the construction of a producing double-well horizontal well and a double-well horizontal injection well, creating a permeable zone between the wells, pumping coolant into the injection two-well horizontal well and product selection for the producing two-well horizontal well, while the degree of dryness of the injected steam is periodically alternated, at first steam of a high degree of dryness is injected increase the injectivity of injection wells and horizontal dvuhustevoy proportion of steam in the withdrawn product, and then steam is injected low dryness, the scope of which is determined by the supercharging pressure increase which was maintained not greater than the pressure of the disclosure of the vertical cracks. This method provides an increase in the rate of heating of the reservoir.
Недостатком является то, что данный способ разработки залежи тяжелой нефти или битума не предусматривает регулирование равномерного прогрева паровой камеры, вследствие чего охват пласта тепловым процессом становится неравномерным и снижается эффективность процесса в целом.The disadvantage is that this method of developing a heavy oil or bitumen deposit does not provide for the regulation of uniform heating of the steam chamber, as a result of which the formation coverage by the thermal process becomes uneven and the overall efficiency of the process decreases.
Наиболее близким к предложенному изобретению (прототип) по технической сущности является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент Канады №1304287, E21B 43/24, опубл. 30.06.1992). Метод включает: наличие пары скважин с горизонтальным параллельным равнопротяженным расположением на расстояние от 3 до 8 м друг от друга; нагревание межскважинной зоны путем одновременной циркуляции пара в каждой из скважин; нагнетание пара в коллектор через верхнюю скважину и добыча жидкости в основном без пара через нижнюю скважину. Нагнетание пара осуществляется при постоянном повышенном давлении, которое меньше давления гидроразрыва. Закачиваемый пар поднимается вверх, создавая паровую камеру. Паровая камера распространяется вверх и в стороны, пока не достигнет непроницаемой зоны пласта. Теплообмен происходит на поверхности паровой камеры, пар контактирует с холодной нефтью, находящейся выше нагнетательной скважины.Closest to the proposed invention (prototype) in technical essence is a method for developing a heavy oil or bitumen deposit using double-well horizontal wells (Canadian patent No. 1304287, E21B 43/24, publ. 30.06.1992). The method includes: the presence of a pair of wells with a parallel horizontal equally spaced arrangement at a distance of 3 to 8 m from each other; heating the inter-well zone by simultaneously circulating steam in each of the wells; injecting steam into the reservoir through the upper well and producing fluid substantially without steam through the lower well. Steam injection is carried out at a constant increased pressure, which is less than the fracturing pressure. The injected steam rises, creating a steam chamber. The steam chamber extends up and to the sides until it reaches the impermeable zone of the formation. Heat transfer occurs on the surface of the steam chamber, the steam is in contact with cold oil located above the injection well.
Добыча жидкости из нижней (добывающей) скважины дросселируется для поддержания температуры и давления добываемой жидкости как раз ниже условий насыщенного пара.Fluid production from the lower (production) well is throttled to maintain the temperature and pressure of the produced fluid just below saturated steam conditions.
Известный способ не позволяет регулировать процесс равномерного прогрева паровой камеры, как следствие, увеличивается вероятность прорыва пара в добывающую скважину и снижается охват пласта воздействием. В результате снижается эффективность разработки месторождения тяжелой нефти или битума.The known method does not allow to regulate the process of uniform heating of the steam chamber, as a result, increases the likelihood of steam breakthrough into the production well and reduces the coverage of the formation by the impact. As a result, the development efficiency of a heavy oil or bitumen deposit is reduced.
Задачей предлагаемого решения является повышение эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума за счет равномерного прогрева паровой камеры и увеличения охвата пласта тепловым воздействием путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции.The objective of the proposed solution is to increase the efficiency of the development of a heavy oil or bitumen deposit due to uniform heating of the steam chamber and increasing the coverage of the formation by heat exposure by changing the direction of filtration and / or the modes of coolant injection and product selection.
Поставленная задача решается способом разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин, включающим закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину.The problem is solved by a method of developing a heavy oil or bitumen field using double-well horizontal wells, including pumping coolant through a double-well horizontal injection well, heating the producing formation with the creation of a steam chamber and taking products through a double-well horizontal production well.
Новым является то, что прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева, на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).New is that warming up the productive formation begins with steam injection into both wells, heats the inter-well zone of the formation, reduces the viscosity of oil or bitumen, and creates a steam chamber by pumping coolant with the possibility of penetrating the latter to the upper part of the reservoir and increasing the size of the steam chamber during the selection process products in which thermograms of the steam chamber are taken, the state of its heating is analyzed, for the uniformity of heating and the presence of temperature peaks, and taking into account the obtained thermograms uniform heating of the steam chamber by changing the direction of filtration and / or the modes of pumping coolant and product selection, while the amount of coolant pumping through the mouth of the injection well and / or product sampling through the mouth of the producing well is changed in the ratio,%: (10-90) :( 90 -10).
На фигурах 1, 2, 3 представлены, соответственно:In figures 1, 2, 3 are presented, respectively:
- схема двух параллельно расположенных двухустьевых горизонтальных скважин;- a diagram of two parallel double-wellhead horizontal wells;
- варианты разработки месторождения тяжелой нефти и битума с использованием двух параллельно расположенных двухустьевых горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин;- options for the development of a heavy oil and bitumen deposit using two parallel two-wellhead horizontal injection and production wells;
- термограммы пласта по стволу горизонтальной скважины.- thermograms of the formation along the horizontal wellbore.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Для разработки месторождения тяжелой нефти или битума необходимы новейшие тепловые методы, более эффективные, чем традиционные технологии паротеплового воздействия. Применение двух параллельно расположенных двухустьевых горизонтальных скважин позволяет достигнуть высокой эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания теплоносителя в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры. В качестве теплоносителя может использоваться: пар, парогаз, перегретая вода и др. Процесс паротеплового воздействия начинается со стадии предподогрева, в течение которой проводится циркуляция пара в обеих скважинах. При этом за счет кондуктивного переноса тепла разогревается межскважинная зона пласта (зона между добывающей и нагнетательной скважинами), снижается вязкость тяжелой нефти или битума. Затем в процессе добычи тяжелой нефти или битума в нагнетательную скважину закачивается пар, который из-за разности плотностей пробивается к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой тяжелой нефтью или битумом под действием силы тяжести стекает к добывающей скважине. Чем больше размер паровой камеры и чем более равномерно она прогрета, тем шире охват пласта тепловым воздействием и тем эффективнее процесс парогравитационного вытеснения тяжелой нефти или битума.The development of a heavy oil or bitumen field requires the latest thermal methods that are more effective than traditional steam and thermal technologies. The use of two parallel double-wellhead horizontal wells allows to achieve high efficiency in the development of heavy oil or bitumen deposits. The upper horizontal well is used to inject the coolant into the reservoir and create a high-temperature steam chamber. The following can be used as a heat carrier: steam, steam-gas, superheated water, etc. The process of steam-thermal exposure begins with the preheating stage, during which steam is circulated in both wells. At the same time, due to conductive heat transfer, the cross-hole zone of the formation (the zone between the producing and injection wells) is heated, the viscosity of heavy oil or bitumen decreases. Then, during the production of heavy oil or bitumen, steam is injected into the injection well, which, due to the difference in density, breaks through to the upper part of the reservoir, creating an increasing vapor chamber. At the interface between the steam chamber and cold oil-saturated thicknesses, a heat exchange process constantly occurs, as a result of which the steam condenses into water and, together with the heated heavy oil or bitumen, flows to the producing well by gravity. The larger the size of the steam chamber and the more evenly it is warmed up, the wider the thermal coverage of the formation and the more efficient the process of vapor-gravity displacement of heavy oil or bitumen.
На фиг.1 представлена схема расположения двух параллельно расположенных двухустьевых горизонтальных скважин. Схема включает добывающую скважину 1 и нагнетательную скважину 2, вскрывающие продуктивный пласт 5 под поверхностью земли 3 с выходом на дневную поверхность. Скважины пробурены таким образом, что горизонтальная часть 4 скважины 2 находится над горизонтальной частью 6 скважины 1 в одной вертикальной плоскости на некотором расстоянии друг от друга. Скважина 2 используется для закачки теплоносителя в пласт, скважина 1 - для добычи высоковязких нефтей или битумов. Скважины включают в себя колонну насосно-компрессорных труб 7, перфорированную или оснащенную фильтром горизонтальную часть ствола 4 и 6. Скважина 1 включает в себя насосы 8 для подъема тяжелой нефти или битума на поверхность. В скважины спущены термодатчики 9 по всей длине стволов 4, 6.Figure 1 presents the layout of two parallel located double-well horizontal wells. The scheme includes a production well 1 and an injection well 2, revealing a producing formation 5 below the surface of the earth 3 with access to the day surface. The wells are drilled in such a way that the horizontal part 4 of the
По показаниям термодатчиков строят термограммы паровой камеры, которые характеризуют состояние прогрева паровой камеры, расположенной над горизонтальной частью скважин (фиг.3). Анализируют полученные термограммы на равномерность прогрева паровой камеры и на наличие температурных пиков.According to the temperature sensors, thermograms of the steam chamber are constructed, which characterize the state of heating of the steam chamber located above the horizontal part of the wells (Fig. 3). Analyze the obtained thermograms for the uniformity of heating the steam chamber and for the presence of temperature peaks.
В случае выявления на термограмме неравномерности прогрева паровой камеры (температура в какой-то зоне заметно ниже, чем в других) или появления острых пиков, или недостаточности прогрева паровой камеры, с учетом полученных термограмм, осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10). Схематично изменения направления фильтрации приведены на фиг.2If the thermogram shows uneven heating of the steam chamber (the temperature in a certain zone is much lower than in others) or sharp peaks or insufficient heating of the steam chamber, taking into account the obtained thermograms, the steam chamber is uniformly heated by changing the filtration direction and / or modes of coolant injection and product selection, while the volume of coolant pumped through the mouth of the injection well and / or product selection through the mouth of the producing well is changed in the ratio,%: (10-90) :( 90-10). Schematically changes the direction of filtration are shown in figure 2
- Закачка теплоносителя через первое и второе устье горизонтальной нагнетательной скважины и отбор продукции либо через первое устье, либо через второе устье горизонтальной добывающей скважины (варианты 1 и 2, фиг.2).- Injection of the coolant through the first and second mouth of the horizontal injection well and the selection of products either through the first mouth or through the second mouth of the horizontal production well (
- Закачка теплоносителя либо через первое устье, либо через второе устье горизонтальной нагнетательной скважины и отбор продукции через противоположное устье горизонтальной добывающей скважины (варианты 4 и 6, фиг.2).- Injection of the coolant either through the first mouth or through the second mouth of the horizontal injection well and the selection of products through the opposite mouth of the horizontal production well (options 4 and 6, figure 2).
- Закачка теплоносителя и отбор продукции через одноименные устья горизонтальной нагнетательной скважины и горизонтальной добывающей скважины (варианты 5 и 7, фиг.2).- Injection of a coolant and selection of products through the mouth of the horizontal injection well and horizontal production well of the same name (options 5 and 7, FIG. 2).
- Закачка теплоносителя либо через первое, либо через второе устье горизонтальной нагнетательной скважины и отбор продукции через первое и второе устье добывающей горизонтальной скважины (варианты 8 и 9, фиг.2).- Injection of the coolant through either the first or second mouth of the horizontal injection well and the selection of products through the first and second mouth of the producing horizontal well (
В результате смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции с учетом полученной термограммы пласта, происходит выравнивание равномерности прогрева паровой камеры и увеличение охвата пласта тепловым воздействием, о чем свидетельствует новая термограмма, снятая после смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции.As a result of a change in the direction of filtration and / or modes of injection of the coolant and selection of products, taking into account the obtained thermogram of the formation, the uniformity of heating of the steam chamber is equalized and the coverage of the formation by thermal effect increases, as evidenced by a new thermogram taken after changing the direction of filtration and / or modes of injection of the coolant and product selection.
Все это ведет к снижению вязкости и увеличению объема разогретой тяжелой нефти или битума, которая стекает к добывающей скважине и к повышению эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума. В прототипе отсутствуют указанные преимущества, что делает известный способ (вариант 3, фиг.2) менее эффективным для разработки тяжелой нефти или битума паротепловым воздействием.All this leads to a decrease in viscosity and an increase in the volume of heated heavy oil or bitumen, which flows to the producing well and to an increase in the efficiency of the development of a heavy oil or bitumen deposit. The prototype does not have the indicated advantages, which makes the known method (option 3, figure 2) less effective for the development of heavy oil or bitumen by heat and steam.
Пример конкретного исполненияConcrete example
Пример 1. Реализации способа в НГДУ "Нурлатнефть". Разрабатываемая залежь тяжелой нефти имеет следующие характеристики: средняя глубина 90 м, начальная пластовая температура 8°С, пластовое давление 0,5 мПа, толщина продуктивного пласта 17,7 м, пористость 24,8%, проницаемость 0,265 мкм2, нефтенасыщнность 70%, вязкость нефти 12206 мПа·с, плотность нефти 956,0 кг/м3.Example 1. Implementation of the method in NGDU "Nurlatneft". The developed heavy oil reservoir has the following characteristics: average depth 90 m, initial reservoir temperature 8 ° C, reservoir pressure 0.5 MPa, reservoir thickness 17.7 m, porosity 24.8%, permeability 0.265 μm 2 ,
Залежь разбурена двумя параллельно расположенными двухустьевыми горизонтальными нагнетательной и добывающей скважинами. Расстояние между горизонтальными стволами составляет 5 м. После продолжительной закачки теплоносителя (пара) и отбора жидкости была построена термограмма паровой камеры пласта, представленная на фиг.3а. Анализ термограммы показал, что на отметке 230 м (термограмма 1) отмечается двойной пик, который свидетельствует о прорыве теплоносителя к добывающей скважине. Из графика также видно, что левая часть термограммы значительно ниже по величине абсолютной температуры, т.е. отсутствует равномерность прогрева паровой камеры. После этого принимается решение, что необходимо увеличить отбор жидкости из первого (левого) устья горизонтальной добывающей скважины и увеличить объем закачки теплоносителя через первое устье горизонтальной добывающей скважины. Равномерность прогрева паровой камеры в данном случае осуществляется либо закачкой теплоносителя и отбором продукции через одноименные устья горизонтальной нагнетательной скважины и горизонтальной добывающей скважины, либо путем изменения объемов закачки теплоносителя через первое и второе устья горизонтальной нагнетательной скважины в соотношении 10-90% от общего объема закачки теплоносителя.The deposit has been drilled by two parallel-mouth two-well horizontal injection and production wells. The distance between the horizontal trunks is 5 m. After a prolonged injection of the coolant (steam) and fluid withdrawal, a thermogram of the formation vapor chamber was constructed, shown in Fig. 3a. The analysis of the thermogram showed that at the mark of 230 m (thermogram 1) there is a double peak, which indicates a breakthrough of the coolant to the producing well. The graph also shows that the left side of the thermogram is much lower in absolute temperature, i.e. there is no uniformity in the heating of the steam chamber. After that, the decision is made that it is necessary to increase the fluid withdrawal from the first (left) mouth of the horizontal production well and to increase the volume of coolant pumped through the first mouth of the horizontal production well. The uniformity of the heating of the steam chamber in this case is carried out either by pumping the coolant and selecting products through the same mouth of the horizontal injection well and horizontal producing well, or by changing the volumes of coolant pumping through the first and second mouths of the horizontal injection well in the ratio of 10-90% of the total coolant injection .
В результате проведенных операций произошло выравнивание фронта прогрева паровой камеры, о чем свидетельствует новая термограмма (2). В интервале 120-300 м по длине горизонтального ствола нагнетательной скважины температура пласта выровнялась на отметке 65°С и при этом произошло увеличение площади равномерно прогретой зоны паровой камеры, т.е. увеличился охват пласта тепловым воздействием. Это привело к увеличению добычи тяжелой нефти или битума.As a result of the operations, the heating front of the steam chamber was aligned, as evidenced by the new thermogram (2). In the range of 120-300 m along the length of the horizontal well of the injection well, the temperature of the formation leveled off at around 65 ° C and an increase in the area of the uniformly heated zone of the steam chamber occurred, i.e. thermal coverage increased. This has led to an increase in the production of heavy oil or bitumen.
Пример 2 - иллюстрируется термограммой, представленной на фиг.3б.Example 2 is illustrated by the thermogram shown in figb.
Изменив объемы отбора жидкости через первое и второе устья горизонтальной добывающей скважины в соотношение: 60% из первого устья и 40% из второго устья, добились увеличения температуры и охвата пласта межскважинной зоны и паровой камеры (термограмма 1), после чего дебит скважины по битуму вырос в 4 раза (термограмма 2).By changing the volumes of fluid withdrawal through the first and second mouths of the horizontal production well in the ratio: 60% from the first wellhead and 40% from the second wellhead, we achieved an increase in temperature and coverage of the interwell zone and steam chamber (thermogram 1), after which the bitumen production rate increased 4 times (thermogram 2).
Пример 3 - закачку теплоносителя осуществляют через первое и второе устья горизонтальной нагнетательной скважины, а отбор продукции осуществляют через первое устье горизонтальной добывающей скважины (вариант 1, фиг.2). При этом объем закачки теплоносителя через первое устье нагнетательной скважины составляет 20%, а через второе устье нагнетательной скважины 80% от общего объема закачки теплоносителя в горизонтальную нагнетательную скважину. После проведения этой операции повысилась температура в правой части паровой камеры.Example 3 - the coolant is pumped through the first and second mouths of a horizontal injection well, and the selection of products is carried out through the first mouths of a horizontal production well (
Пример 4 - осуществляют закачку теплоносителя через первое устье горизонтальной нагнетательной скважины, а отбор продукции осуществляют через первое и второе устья добывающей горизонтальной скважины (вариант 9, фиг.2). При этом, меняя отбор продукции через первое устье горизонтальной добывающей скважины в интервале от 10 до 90%, а отбор продукции через второе устье горизонтальной добывающей скважины - 90-10% от общего объема отбираемой продукции, смещают температурное поле в нужном направлении с учетом полученной термограммы пласта.Example 4 - carry out the injection of coolant through the first mouth of the horizontal injection well, and the selection of products is carried out through the first and second mouths of the producing horizontal well (
Применение предлагаемого способа позволит повысить эффективность разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин за счет равномерного прогрева паровой камеры и увеличения охвата пласта тепловым воздействием путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции с учетом полученной термограммы пласта.The application of the proposed method will improve the efficiency of developing a heavy oil or bitumen field using double-well horizontal wells due to uniform heating of the steam chamber and increasing the coverage of the formation by heat exposure by changing the direction of filtration and / or the modes of pumping the coolant and selecting products taking into account the obtained thermogram of the formation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007102096/03A RU2340768C2 (en) | 2007-01-19 | 2007-01-19 | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007102096/03A RU2340768C2 (en) | 2007-01-19 | 2007-01-19 | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007102096A RU2007102096A (en) | 2008-07-27 |
| RU2340768C2 true RU2340768C2 (en) | 2008-12-10 |
Family
ID=39810546
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007102096/03A RU2340768C2 (en) | 2007-01-19 | 2007-01-19 | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2340768C2 (en) |
Cited By (26)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8091632B2 (en) | 2007-02-16 | 2012-01-10 | Siemens Aktiengesellschaft | Method and device for the in-situ extraction of a hydrocarbon-containing substance from an underground deposit |
| RU2444617C1 (en) * | 2010-08-31 | 2012-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit using method of steam gravitational action on formation |
| RU2445454C1 (en) * | 2010-12-09 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Optimisation method of thermal steam impact during development of deposit with high-viscosity oils and bitumens |
| RU2445452C1 (en) * | 2010-08-31 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit and bitumens, and device for heat displacement of product from horizontal wells |
| RU2468194C1 (en) * | 2011-06-01 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections |
| RU2469185C1 (en) * | 2011-07-08 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
| RU2469186C1 (en) * | 2011-06-27 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
| RU2471972C1 (en) * | 2011-06-01 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of ultraviscous oil deposit |
| RU2473796C1 (en) * | 2011-06-16 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of superviscous oil deposit in layer-by-layer non-homogeneous manifold with partial vertical connectivity |
| RU2483204C1 (en) * | 2011-12-16 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for development of deposit of high-viscosity oil or bitumen |
| RU2485304C1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen |
| RU2495237C1 (en) * | 2012-02-20 | 2013-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of bitumen deposit development |
| RU2496979C1 (en) * | 2012-05-03 | 2013-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation |
| RU2514044C1 (en) * | 2012-12-03 | 2014-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil pool development |
| RU2531412C1 (en) * | 2013-07-16 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of superviscous oil field development |
| RU2531963C1 (en) * | 2013-08-13 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development of thick oil or bitumen deposits |
| RU2543848C1 (en) * | 2013-11-14 | 2015-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with controlled product extraction from horizontal wells |
| RU2547861C2 (en) * | 2009-12-21 | 2015-04-10 | Н-Солв Хеви Ойл Корпорейшн | Multistage solvent extraction method for high-density oil pools |
| RU2610966C1 (en) * | 2016-01-28 | 2017-02-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Highly viscous oil or bitumen field development method |
| RU2625127C1 (en) * | 2016-06-11 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Excavation method of high viscous oil deposits with gas cap |
| RU2663526C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells |
| RU2673825C1 (en) * | 2018-02-05 | 2018-11-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing of reservoir of super-viscous oil or bitumen under thermal exposure |
| RU2689102C2 (en) * | 2017-10-13 | 2019-05-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
| RU2715111C1 (en) * | 2019-02-28 | 2020-02-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen field with control of heat carrier injection into well and device for implementation thereof |
| RU2730504C1 (en) * | 2020-01-14 | 2020-08-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of development of high-viscosity oil deposit using thermal methods and device for implementation thereof |
| RU2769641C1 (en) * | 2021-10-22 | 2022-04-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for developing a layered-zonal-heterogeneous deposit of extra-viscous oil or bitumen with the presence of an impermeable interlayer |
-
2007
- 2007-01-19 RU RU2007102096/03A patent/RU2340768C2/en active
Cited By (26)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8091632B2 (en) | 2007-02-16 | 2012-01-10 | Siemens Aktiengesellschaft | Method and device for the in-situ extraction of a hydrocarbon-containing substance from an underground deposit |
| RU2547861C2 (en) * | 2009-12-21 | 2015-04-10 | Н-Солв Хеви Ойл Корпорейшн | Multistage solvent extraction method for high-density oil pools |
| RU2444617C1 (en) * | 2010-08-31 | 2012-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit using method of steam gravitational action on formation |
| RU2445452C1 (en) * | 2010-08-31 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit and bitumens, and device for heat displacement of product from horizontal wells |
| RU2445454C1 (en) * | 2010-12-09 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Optimisation method of thermal steam impact during development of deposit with high-viscosity oils and bitumens |
| RU2468194C1 (en) * | 2011-06-01 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections |
| RU2471972C1 (en) * | 2011-06-01 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of ultraviscous oil deposit |
| RU2473796C1 (en) * | 2011-06-16 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of superviscous oil deposit in layer-by-layer non-homogeneous manifold with partial vertical connectivity |
| RU2469186C1 (en) * | 2011-06-27 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
| RU2469185C1 (en) * | 2011-07-08 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
| RU2485304C1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen |
| RU2483204C1 (en) * | 2011-12-16 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for development of deposit of high-viscosity oil or bitumen |
| RU2495237C1 (en) * | 2012-02-20 | 2013-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of bitumen deposit development |
| RU2496979C1 (en) * | 2012-05-03 | 2013-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation |
| RU2514044C1 (en) * | 2012-12-03 | 2014-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil pool development |
| RU2531412C1 (en) * | 2013-07-16 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of superviscous oil field development |
| RU2531963C1 (en) * | 2013-08-13 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development of thick oil or bitumen deposits |
| RU2543848C1 (en) * | 2013-11-14 | 2015-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with controlled product extraction from horizontal wells |
| RU2610966C1 (en) * | 2016-01-28 | 2017-02-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Highly viscous oil or bitumen field development method |
| RU2625127C1 (en) * | 2016-06-11 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Excavation method of high viscous oil deposits with gas cap |
| RU2663526C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells |
| RU2689102C2 (en) * | 2017-10-13 | 2019-05-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
| RU2673825C1 (en) * | 2018-02-05 | 2018-11-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing of reservoir of super-viscous oil or bitumen under thermal exposure |
| RU2715111C1 (en) * | 2019-02-28 | 2020-02-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen field with control of heat carrier injection into well and device for implementation thereof |
| RU2730504C1 (en) * | 2020-01-14 | 2020-08-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of development of high-viscosity oil deposit using thermal methods and device for implementation thereof |
| RU2769641C1 (en) * | 2021-10-22 | 2022-04-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for developing a layered-zonal-heterogeneous deposit of extra-viscous oil or bitumen with the presence of an impermeable interlayer |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2007102096A (en) | 2008-07-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2340768C2 (en) | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells | |
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| CN105649588B (en) | Utilize the method for SAGD production of heavy oil reservoir | |
| RU2350747C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2368767C1 (en) | High-viscous and heavy oil field development method with thermal action | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2527051C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect | |
| RU2663532C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2582256C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| CN106593368B (en) | A kind of preprocess method improving SAGD development effectiveness | |
| RU2678739C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2343276C1 (en) | Method of development of high viscous oil deposit | |
| RU2473796C1 (en) | Development method of superviscous oil deposit in layer-by-layer non-homogeneous manifold with partial vertical connectivity | |
| RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2211318C2 (en) | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation | |
| RU2434127C1 (en) | Procedure for development of heavy oil or bitumen deposit | |
| RU2289685C1 (en) | Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen | |
| CA2890491C (en) | Hydrocarbon recovery start-up process | |
| RU2527984C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
| RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
| RU2395676C1 (en) | Method of bitumen deposit development | |
| RU2386800C1 (en) | Development method of multilayer high viscosity oil pool and bitumen | |
| RU2514044C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development |