RU2387819C1 - Method to develop sticky oil and bitumen accumulation - Google Patents
Method to develop sticky oil and bitumen accumulation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2387819C1 RU2387819C1 RU2009100564/03A RU2009100564A RU2387819C1 RU 2387819 C1 RU2387819 C1 RU 2387819C1 RU 2009100564/03 A RU2009100564/03 A RU 2009100564/03A RU 2009100564 A RU2009100564 A RU 2009100564A RU 2387819 C1 RU2387819 C1 RU 2387819C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- oil
- horizontal
- bitumen
- reservoir
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи вязкой нефти и битума.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of viscous oil and bitumen.
Известен способ добычи нефти, включающий бурение и размещение в продуктивном пласте горизонтальных скважин, закачку рабочего агента через верхние горизонтальные скважины, а отбор нефти осуществляют из нижней горизонтальной скважины (патент США №5273111, МПК Е21В 43/24, опубл. 28.12.1993 г.). Каждая добывающая горизонтальная скважина размещается вертикально ниже и горизонтально между двумя соответствующими верхними нагнетательными горизонтальными скважинами, и они параллельны друг другу. Верхние горизонтальные скважины располагаются около верхней границы пласта, а нижние добывающие - около нижней границы пласта. Расстояние между ними по вертикали должно быть достаточным для поддержания перепадов давления в потоке жидкости.A known method of oil production, including drilling and placement of horizontal wells in the reservoir, injecting a working agent through the upper horizontal wells, and oil is taken from the lower horizontal well (US patent No. 5273111, IPC ЕВВ 43/24, publ. 12/28/1993, ) Each producing horizontal well is positioned vertically below and horizontally between two corresponding upper horizontal injection wells, and they are parallel to each other. The upper horizontal wells are located near the upper boundary of the reservoir, and the lower production wells are near the lower boundary of the reservoir. The vertical distance between them should be sufficient to maintain pressure differences in the fluid flow.
Способ недостаточно эффективен при разработке и эксплуатации залежи вязкой нефти или битума. Отсутствует возможность циркуляции рабочего агента, например пара. Возможен преждевременный прорыв конденсата пласта и подошвенных пластовых вод к добывающей скважине.The method is not effective enough in the development and operation of deposits of viscous oil or bitumen. It is not possible to circulate a working agent, such as steam. Premature breakthrough of formation condensate and bottom formation water to the production well is possible.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи вязкой нефти или битума, включающий бурение непрерывной горизонтальной скважины с размещением входного участка скважины до залегания продуктивного пласта, условно - горизонтального участка скважины по простиранию продуктивного пласта, выходного участка - вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, установку насосно-компрессорных труб с центраторами, закачку теплоносителя и отбор вязкой нефти или битума. Уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, бурят, по крайней мере, одну пару непрерывных горизонтальных скважин, горизонтальный участок которых размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии, предотвращающем преждевременный прорыв конденсата к добывающей скважине, устанавливают обсадные колонны с фильтром в интервале продуктивного пласта, цементирование затрубного пространства колонн осуществляют до кровли продуктивного пласта, закачку теплоносителя осуществляют через верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину с устья и забоя скважины, одновременно осуществляют отбор вязкой нефти или битума через нижнюю горизонтальную добывающую скважину с устья и забоя скважины при помощи сваба, причем траекторию ствола добывающей горизонтальной скважины размешают не ниже минимального расстояния до подошвы пласта вязкой нефти, или битума, или водобитумного контакта, увеличивающего безводный период эксплуатации скважин (Патент РФ №2305762, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.09.2007 г.).The closest in technical essence is a method of developing a reservoir of viscous oil or bitumen, including drilling a continuous horizontal well with the placement of the inlet section of the well before the productive formation, conditionally horizontal section of the well along the strike of the productive layer, the output section upward with an inclination from the reservoir to the day surfaces, casing installation, cementing of annulus, installation of tubing with centralizers, heat transfer pumping For and selection of viscous oil or bitumen. Clarify the distribution of productive thicknesses of the reservoir over the area of the reservoir, drill at least one pair of continuous horizontal wells, the horizontal section of which is placed parallel to one another in a vertical plane at a distance that prevents premature breakthrough of condensate to the production well, casing strings with a filter in the interval reservoir, cementing the annulus of the columns is carried out to the roof of the reservoir, the coolant is pumped through a horizontal horizontal injection well from the wellhead and the bottom of the well, at the same time they select viscous oil or bitumen through the lower horizontal production well from the wellhead and the bottom of the well using a swab, and the trajectory of the producing horizontal well’s bore is placed at least the minimum distance to the bottom of the viscous oil or bitumen formation , or water-bitumen contact, increasing the anhydrous period of operation of wells (RF Patent No. 2305762, IPC ЕВВ 43/24, publ. September 10, 2007).
Недостатком этого способа является небольшая площадь разогрева пласта и объема разогретого участка, а также низкая эффективность извлечения вязкой нефти и битума.The disadvantage of this method is the small area of heating the formation and the volume of the heated area, as well as low extraction efficiency of viscous oil and bitumen.
Технической задачей является повышение эффективности вытеснения вязкой нефти и битума, увеличение объема добываемой продукции, повышение темпа прогрева пласта и темпа отбора продукции за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием по площади или разрезу.The technical task is to increase the efficiency of the displacement of viscous oil and bitumen, increase the volume of produced products, increase the rate of heating of the formation and the rate of selection of products by increasing the coverage of the formation by thermal effects by area or section.
Задача решается способом разработки залежи вязкой нефти и битума, включающим бурение, по крайней мере, одной пары непрерывных горизонтальных скважин, добывающей скважины и расположенной выше нее нагнетательной скважины, установку обсадной колонны с фильтром в интервале продуктивного пласта, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину.The problem is solved by the method of developing a reservoir of viscous oil and bitumen, including drilling at least one pair of continuous horizontal wells, a producing well and an injection well located above it, installing a casing with a filter in the interval of the reservoir, injecting coolant into the injection well and selecting products through the producing well.
Новым является то, что добывающую горизонтальную скважину размещают в интервале наиболее проницаемого прослоя на 6-8 м выше подошвы продуктивного пласта или водонефтяного контакта, а нагнетательную горизонтальную скважину - на расстоянии 6-7 м от добывающей скважины, через каждые 20-30 м в этих скважинах создают каналы длиной от 40 до 100 м параллельно водонефтяному контакту или подошве продуктивного пласта и перпендикулярно горизонтальным стволам, размещают каналы один над другим в одной плоскости, причем закачку теплоносителя осуществляют с устья и забоя нагнетательной горизонтальной скважины, а отбор продукции - с устья и забоя горизонтальной добывающей скважины.New is that the producing horizontal well is placed in the interval of the most permeable interlayer 6-8 m above the bottom of the productive formation or the oil-water contact, and the injection horizontal well is located at a distance of 6-7 m from the producing well, every 20-30 m in these wells create channels with a length of 40 to 100 m parallel to the oil-water contact or the bottom of the reservoir and perpendicular to horizontal shafts, place the channels one above the other in the same plane, and the coolant is pumped the mouth and the face of the horizontal well injection, and product selection - to the mouth and the horizontal production well bottom.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
На фиг.1 представлена схема реализации предлагаемого способа разработки залежи вязкой нефти и битума, где: 1 - ствол добывающей горизонтальной скважины; 2 - водонефтяной контакт (ВНК); 3 - ствол нагнетательной горизонтальной скважины; 4 - обсадные колонны; 5 - насосно-компрессорные трубы (НКТ); 6 - сваб; 7, 7а - каналы; 8 - продуктивный пласт.Figure 1 presents the implementation diagram of the proposed method for the development of deposits of viscous oil and bitumen, where: 1 - the trunk of a producing horizontal well; 2 - oil-water contact (WOC); 3 - trunk injection horizontal wells; 4 - casing strings; 5 - tubing (tubing); 6 - swab; 7, 7a - channels; 8 - productive layer.
На фиг.2 представлена модель продуктивного пласта с участком горизонтального ствола скважины (вид сверху).Figure 2 presents a model of a reservoir with a section of a horizontal wellbore (top view).
Залежь вязкой нефти и битума разбуривают по редкой сетке скважин. Уточняют геологическое строение залежи, определяют вязкость нефти и битума, проницаемость пласта, распределение продуктивных толщин пласта по площади залежи, строят карты эффективных нефтенасыщенных толщин. Осуществляют гидродинамическое моделирование процесса разработки. Выделяют участок с продуктивными толщинами. Бурят пару непрерывных горизонтальных скважин с выходом забоев на дневную поверхность. Добывающую горизонтальную скважину 1 размещают в интервале наиболее проницаемого прослоя, при этом она располагается выше подошвы пласта вязкой нефти и битума или водонефтяного контакта 2 на 6-8 м - минимальном расстоянии, увеличивающем безводный период эксплуатации скважин. Это расстояние определяется на основе гидродинамического моделирования пласта. Нагнетательную горизонтальную скважину 3 размещают параллельно добывающей горизонтальной скважине 1, выше нее в вертикальной плоскости, на расстоянии 6-7 м, предотвращающем преждевременный прорыв конденсата к добывающей скважине, которое определяется по гидродинамическому моделированию. Устанавливают обсадные колонны 4 с фильтром в интервале продуктивного пласта 8. Далее в добывающей и нагнетательной скважинах через каждые 20-30 м с помощью перфорации создают каналы диаметром 30-70 мм, длиной от 40 до 100 м параллельно водонефтяному контакту или подошве продуктивного пласта и перпендикулярно горизонтальным стволам скважин, размещают каналы один над другим в одной вертикальной плоскости. Длину каналов выбирают в зависимости от размеров залежи, от горно-геологических условий пласта, от свойств коллектора, от размеров тупиков, линз. Спускают струйную насадку на шланге высокого давления и гибкой трубе, закачивают под давлением 15-20 МПа водный раствор полимера (0,2 кг на 1,5 м3 воды) и производят вскрытие пласта, после формирования каналов 7, 7а в них закачивают 180-200 л 10-15% раствора соляной кислоты. Затем внутри обсадной колонны 4 устанавливают НКТ 5, снабженные центраторами. Это способствует равномерному и обширному распределению теплоносителя по площади. В качестве теплоносителя используют горячую воду, пар и т.д. Закачку теплоносителя осуществляют через верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину 3 с устья и забоя скважины, что еще более повысит эффективность тепловой обработки продуктивного пласта 8, позволит расширить зону теплового воздействия на продуктивный пласт 8 и более равномерно охватить его тепловым воздействием. После прогрева пласта начинают отбор продукции методом свабирования из добывающей скважины 1 с двух ее концов. Вытеснение вязкой нефти и битума из продуктивного пласта теплоносителем происходит по площади и разрезу пласта. Режим закачки теплоносителя выбирают в зависимости от проницаемости пласта, распространения продуктивных толщин по площади залежи, вязкости нефти или битума. Давление на забое поддерживают равным гидростатическому давлению столба жидкости. В результате обеспечивается наиболее эффективное использование и равномерное распределение теплоносителя, увеличивается охват пласта тепловым воздействием, увеличивается дебит и нефтеизвлечение. Создание перфорационных каналов увеличивает площадь разогрева пласта на 50%. Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки залежи вязкой нефти и битума определяется увеличением охвата продуктивного пласта, уменьшением тепловых потерь. A deposit of viscous oil and bitumen is drilled along a rare grid of wells. The geological structure of the reservoir is specified, the viscosity of oil and bitumen, the permeability of the reservoir, the distribution of productive thicknesses of the reservoir over the area of the reservoir are determined, and maps of effective oil-saturated thicknesses are constructed. Carry out hydrodynamic modeling of the development process. Allocate a plot with productive thicknesses. A pair of continuous horizontal wells are drilled with the bottom faces reaching the surface. The producing
Пример конкретного выполнения 1.An example of a
Залежь вязкой нефти и битума, находящуюся на глубине 90 м, разрабатывают редкой сеткой скважин (фиг.1, 2). Залежь относится к массивному типу. Нижней границей продуктивного пласта является водонефтяной контакт. Определяют распределение максимальных и минимальных толщин по залежи, толщины уменьшаются от центра к периферии залежи. Выбирают участок с максимальными значениями эффективных нефтенасыщенных толщин от 20 до 40 м в сводовых частях залежи. Вязкость нефти и битума составляет соответственно 10207 мПа·с и 12206 мПа·с, плотность 956 кг/м3. Бурят одну пару непрерывных горизонтальных скважин, добывающую скважину (длиной 400 м) и расположенную выше нее нагнетательную скважину (длиной 400 м), с размещением входных участков до залегания продуктивного пласта 8 с выходом забоев на дневную поверхность, условно-горизотальные участки размещают в пределах продуктивного пласта 8. Расстояние между точками входа в продуктивный пласт 8 нагнетательной и добывающей горизонтальной скважины составляет 30 м. Горизонтальные участки скважин размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии 6 метров. Траекторию ствола добывающей горизонтальной скважины 1 своей самой нижней точкой располагают выше ВНК на 7 метров - минимальном расстоянии, увеличивающем безводный период эксплуатации скважин. Данное расстояние определяют путем геогидромоделирования. Уменьшение расстояния до ВНК приведет к прорыву подошвенной воды к стволу добывающей скважины 1 в результате резкого различия вязкостей продукции пласта и пластовой воды. Устанавливают обсадные колонны 4 с фильтром в интервале продуктивного пласта 8. Спускают струйную насадку на шланге высокого давления и гибкой трубе, закачивают под давлением 17 МПа водный раствор полимера (0,2 кг на 1,5 м3 воды) и производят вскрытие пласта. В нагнетательной скважине 3 перфорацией создают каналы 7 длиной 50 м и в добывающей скважине 1 каналы 7а длиной 100 м параллельно ВНК или подошве продуктивного пласта и перпендикулярно горизонтальным стволам скважин, размещают каналы один над другим в одной плоскости. Расстояние между соседними каналами составляет 25 м. После формирования каналов 7, 7а в них закачивают 180 л 15% раствора соляной кислоты. Затем внутри обсадной колонны устанавливают насосно-компрессорные трубы (НКТ) 5, снабженные центраторами. Закачивают пар через горизонтальную нагнетательную скважину 3 с устья и забоя скважины при давлении нагнетания 1,7 МПа. Одновременно осуществляют отбор вязкой нефти и битума через нижнюю добывающую горизонтальную скважину 1 путем свабирования с устья и забоя скважины. Периодически определяют объемы нагнетаемого пара и добываемой продукции, давление на устье и забое скважин, обводненность продукции. При необходимости изменяют режимы закачки пара и выбирают режимы отбора битума.A deposit of viscous oil and bitumen, located at a depth of 90 m, is developed by a rare grid of wells (Figs. 1, 2). The deposit belongs to the massive type. The lower boundary of the reservoir is the oil-water contact. Determine the distribution of maximum and minimum thicknesses over the reservoir, the thickness decreases from the center to the periphery of the reservoir. Choose a site with maximum values of effective oil-saturated thicknesses from 20 to 40 m in the arched parts of the reservoir. The viscosity of oil and bitumen is respectively 10207 MPa · s and 12206 MPa · s, density 956 kg / m 3 . One pair of continuous horizontal wells is drilled, a production well (400 m long) and an injection well (400 m long) located above it, with the input sections being placed before the
Пример конкретного выполнения 2.An example of a
На этой же залежи вязкой нефти и битума (фиг.1, 2) бурят одну пару непрерывных горизонтальных скважин, добывающую скважину (длиной 400 м) и расположенную выше нее нагнетательную скважину (длиной 400 м), с размещением входных участков до залегания продуктивного пласта 8 с выходом забоев на дневную поверхность, условно-горизотальные участки размещают в пределах продуктивного пласта 8. Расстояние между точками входа в продуктивный пласт 8 нагнетательной и добывающей горизонтальной скважины составляет 30 м. Горизонтальные участки скважин размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии 6 метров. Траекторию ствола добывающей горизонтальной скважины 1 своей самой нижней точкой располагают выше ВНК на 7 метров - минимальном расстоянии, увеличивающем безводный период эксплуатации скважин. Данное расстояние определяют путем геогидромоделирования. Уменьшение расстояния до ВНК приведет к прорыву подошвенной воды к стволу добывающей скважины 1 в результате резкого различия вязкостей продукции пласта и пластовой воды. Устанавливают обсадные колонны 4 с фильтром в интервале продуктивного пласта 8. Спускают струйную насадку на шланге высокого давления и гибкой трубе, закачивают под давлением 17 МПа водный раствор полимера (0,2 кг на 1,5 м3 воды) и производят вскрытие пласта. В нагнетательной скважине 3 перфорацией создают каналы 7 длиной 50 м и в добывающей скважине 1 каналы 7а длиной 100 м параллельно ВНК или подошве продуктивного пласта и перпендикулярно горизонтальным стволам скважин, размещают каналы один над другим в одной плоскости. Расстояние между соседними каналами составляет 25 м. После формирования каналов 7, 7а в них закачивают 180 л 15% раствора соляной кислоты. Затем внутри обсадной колонны устанавливают насосно-компрессорные трубы (НКТ) 5, снабженные центраторами. Закачивают горячую воду через горизонтальную нагнетательную скважину 3 с устья и забоя скважины при давлении нагнетания 2,0 МПа. Одновременно осуществляют отбор вязкой нефти и битума через нижнюю добывающую горизонтальную скважину 1 путем свабирования с устья и забоя скважины. Периодически определяют объемы нагнетаемой воды и добываемой продукции, давление на устье и забое скважин, обводненность продукции. При необходимости изменяют режимы закачки пара и выбирают режимы отбора битума.On the same reservoir of viscous oil and bitumen (Fig. 1, 2), one pair of continuous horizontal wells is drilled, a producing well (400 m long) and an injection well located above it (400 m long), with the placement of inlet sections before the
В результате предлагаемого способа разработки залежи вязкой нефти и битума коэффициент охвата пласта воздействием увеличился с 0,4 до 0,7 д.ед. по сравнению с прототипом, коэффициент вытеснения составил 0,8 вместо 0,5 д.ед. по прототипу; коэффициент охвата пласта заводнением составил 08 вместо 0,5 д.ед. Предлагаемый способ разработки позволяет добыть дополнительно 26,9 тыс.т продукции пласта.As a result of the proposed method for developing a reservoir of viscous oil and bitumen, the coverage coefficient of the formation increased from 0.4 to 0.7 units. compared with the prototype, the displacement coefficient was 0.8 instead of 0.5 d.ed. on the prototype; the waterflood coverage coefficient was 08 instead of 0.5 d.u. The proposed development method allows to extract an additional 26.9 thousand tons of reservoir products.
Предлагаемый способ разработки залежи вязкой нефти и битума позволяет повысить эффективность использования теплоносителя за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием по площади или разрезу, увеличить дебит вязкой нефти и битума; увеличить объем добываемой продукции; предотвратить преждевременный прорыв конденсата к добывающей скважине.The proposed method for the development of deposits of viscous oil and bitumen allows to increase the efficiency of use of the coolant by increasing the coverage of the formation by heat exposure by area or section, to increase the flow rate of viscous oil and bitumen; increase the volume of extracted products; prevent premature breakthrough of condensate to the production well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009100564/03A RU2387819C1 (en) | 2009-01-11 | 2009-01-11 | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009100564/03A RU2387819C1 (en) | 2009-01-11 | 2009-01-11 | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2387819C1 true RU2387819C1 (en) | 2010-04-27 |
Family
ID=42672671
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009100564/03A RU2387819C1 (en) | 2009-01-11 | 2009-01-11 | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2387819C1 (en) |
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2461705C1 (en) * | 2011-04-05 | 2012-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" (ГОУ ВПО БашГУ) | Method for development of high-viscous oil deposit at thermal effect |
WO2013075208A1 (en) * | 2011-11-25 | 2013-05-30 | Archon Technologies Ltd. | Oil recovery process using crossed horizontal wells |
RU2490443C1 (en) * | 2012-12-03 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for treatment of bottomhole zone of producer with two wellheads |
RU2495237C1 (en) * | 2012-02-20 | 2013-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of bitumen deposit development |
RU2504647C2 (en) * | 2012-03-29 | 2014-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") | Method of high-viscosity oil pool development |
RU2506417C1 (en) * | 2012-08-07 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
RU2509880C1 (en) * | 2012-10-02 | 2014-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposits of viscous oils and bitumens |
RU2515662C1 (en) * | 2013-05-20 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
RU2782640C1 (en) * | 2022-03-31 | 2022-10-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть"имени В.Д. Шашина | Method for developing a shallow deposit and individual lenses of an oil field |
-
2009
- 2009-01-11 RU RU2009100564/03A patent/RU2387819C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2461705C1 (en) * | 2011-04-05 | 2012-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" (ГОУ ВПО БашГУ) | Method for development of high-viscous oil deposit at thermal effect |
WO2013075208A1 (en) * | 2011-11-25 | 2013-05-30 | Archon Technologies Ltd. | Oil recovery process using crossed horizontal wells |
RU2495237C1 (en) * | 2012-02-20 | 2013-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of bitumen deposit development |
RU2504647C2 (en) * | 2012-03-29 | 2014-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") | Method of high-viscosity oil pool development |
RU2506417C1 (en) * | 2012-08-07 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
RU2509880C1 (en) * | 2012-10-02 | 2014-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposits of viscous oils and bitumens |
RU2490443C1 (en) * | 2012-12-03 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for treatment of bottomhole zone of producer with two wellheads |
RU2515662C1 (en) * | 2013-05-20 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
RU2782640C1 (en) * | 2022-03-31 | 2022-10-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть"имени В.Д. Шашина | Method for developing a shallow deposit and individual lenses of an oil field |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
RU2295030C1 (en) | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen | |
RU2350747C1 (en) | Method of oil deposit development | |
RU2305762C1 (en) | Method for viscous oil or bitumen deposit field development | |
RU2287677C1 (en) | Method for extracting oil-bitumen deposit | |
RU2442883C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil reserves | |
RU2368767C1 (en) | High-viscous and heavy oil field development method with thermal action | |
RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
RU2343276C1 (en) | Method of development of high viscous oil deposit | |
RU2211318C2 (en) | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation | |
RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
RU2274741C1 (en) | Oil field development method | |
RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
RU2439298C1 (en) | Method of development of massive oil field with laminar irregularities | |
RU2339807C1 (en) | Method of extraction of heavy and high viscous hydrocarbons from undeground deposits | |
RU2287679C1 (en) | Method for extracting deposit of high viscosity oil or bitumen | |
RU2307926C1 (en) | Method for bitumen deposit development | |
RU2504646C1 (en) | Method of oil deposit development using flooding | |
RU2514046C1 (en) | Method of oil pool development | |
RU2483207C2 (en) | Development method of fractured high-viscosity oil deposit | |
RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
RU2225942C1 (en) | Method for extraction of bituminous deposit | |
RU2339808C1 (en) | Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit | |
RU2287678C1 (en) | Method for extracting heterogeneous oil-bitumen deposit |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160112 |