RU2412343C1 - Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production - Google Patents
Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production Download PDFInfo
- Publication number
- RU2412343C1 RU2412343C1 RU2009139704/03A RU2009139704A RU2412343C1 RU 2412343 C1 RU2412343 C1 RU 2412343C1 RU 2009139704/03 A RU2009139704/03 A RU 2009139704/03A RU 2009139704 A RU2009139704 A RU 2009139704A RU 2412343 C1 RU2412343 C1 RU 2412343C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- selection
- well
- zones
- horizontal
- shank
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity and bitumen oil.
Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент РФ №2211318, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2003), включающий бурение непрерывной (двухустьевой) скважины с образованием ее выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку в пробуренную скважину обсадной колонны, цементирование затрубного пространства по всей длине, перфорирование обсадной колонны в интервале горизонтального участка, установку внутри обсадной трубы насосно-компрессорных труб с центраторами, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб с входного и выходного участков, отбор продукта по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку.A known method of developing an oil field (RF patent No. 2211318, IPC 8 EV 43/24, published in Bulletin No. 24 dated 08/27/2003), including drilling a continuous (double-well) well with the formation of its output section upward with an inclination from the reservoir to day surface, installation of a casing in a drilled well, cementing the annulus along the entire length, perforating the casing in the horizontal section, installing tubing with centralizers inside the casing, supplying coolant through Olona tubing to the inlet and outlet sections, the selection of the product at the outlet portion in the continuation of the coolant injection inlet portion.
Недостатком данного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как при закачке пара и одновременном отборе нефти из одной скважины происходят быстрые прорывы пара, а при циклическом воздействии - непроизводительный расход пара на повторный прогрев остывшего продуктивного пласта за период отбора, т.е. большая энергозатратность.The disadvantage of this method is the lack of efficiency of oil recovery, because when steam is injected and oil is taken from one well at the same time, quick steam breakouts occur, and during cyclic exposure, the steam is unproductive for re-heating the cooled reservoir during the selection period, i.e. high energy consumption.
Также известен способ разработки неоднородной нефтебитумной залежи (патент РФ №2287678, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, отличающийся тем, что выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создавая тем самым пару двухустьевых горизонтальных скважин, на соседнем участке залежи строят аналогичную пару двухустьевых горизонтальных скважин, пары двухустьевых горизонтальных скважин проводят отдельно, охватывая наиболее продуктивные зоны залежи, режимы работы пар двухустьевых горизонтальных скважин по закачке устанавливают с учетом особенностей каждого участка залежи, закачку теплоносителя осуществляют в верхние нагнетательные двухустьевые горизонтальные скважины с обоих устьев, отбор продукции из добывающих двухустьевых горизонтальных скважин производят свабным насосом, причем свабные насосы соседних добывающих двухустьевых горизонтальных скважин связывают друг с другом.Also known is a method of developing a heterogeneous oil bitumen deposit (RF patent No. 2287678, IPC 8 ЕВВ 43/24, published in Bulletin No. 32 of 11/20/2006), including the construction of a production double-well horizontal well and production selection, characterized in that it is higher than the production double-well a horizontal well parallel to it, an injection double-well horizontal well is being built, thereby creating a pair of double-well horizontal wells, a similar pair of double-well horizontal wells, a pair of double-well horizontal wells are carried out separately, covering the most productive zones of the reservoir, the operating modes of the pairs of double-mouth horizontal wells for injection are established taking into account the characteristics of each section of the reservoir, the coolant is pumped into the upper injection double-mouth horizontal wells from both mouths, and production is selected from the producing double-mouth horizontal wells with a swab pump moreover, the swab pumps of neighboring producing double-mouth horizontal wells are connected to each other.
Недостатком данного способа является ограниченность его применения, который можно осуществить только при наличии рядом расположенных пар двухустьевых нагнетательных и добывающих скважин.The disadvantage of this method is the limited application, which can be done only if there are adjacent pairs of dual-well injection and production wells.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент РФ №2340768, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №32 от 10.12.2008 г.), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, при этом 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).The closest in technical essence is the method of developing a heavy oil or bitumen field using double-well horizontal wells (RF patent No. 2340768, IPC 8 ЕВВ 43/24, published in bulletin No. 32 of December 10, 2008), including the injection of coolant through two-well horizontal injection well, heating of the reservoir with the creation of a steam chamber and selection of products through the two-mouth horizontal production well, while heating of the reservoir begins with steam injection in both wells, heat the intersection the important zone of the formation, reduce the viscosity of oil or bitumen, and the steam chamber is created by pumping coolant with the possibility of punching the latter to the top of the reservoir and increasing the size of the steam chamber during the selection process, in which thermograms of the steam chamber are taken, the state of its heating for uniformity of heating is analyzed and the presence of temperature peaks, and taking into account the obtained thermograms, the steam chamber is uniformly heated by changing the filtration direction and / or the coolant injection modes product selection, thus the volume pumping coolant through the mouth of the injection well and / or selection of products through the mouth of the production well at a ratio change,%: (10-90) :( 90-10).
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, большие финансовые затраты на строительство двухустьевой скважины (стоимость строительства двухустьевой скважины в три раза дороже в сравнении с одноустьевой скважиной);- firstly, high financial costs for the construction of a double-well well (the cost of building a double-well well is three times more expensive than a single-well well);
во-вторых, смена направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, а также изменение объема закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10) малоэффективны и дают лишь кратковременный эффект на начальном этапе разработки месторождения тяжелой нефти или битума.secondly, the change in the direction of filtration and / or the modes of injection of the coolant and the selection of products, as well as the change in the volume of injection of the coolant through the mouth of the injection well and / or the selection of products through the mouth of the producing well, is changed in the ratio,%: (10-90) :( 90 -10) are ineffective and give only a short-term effect at the initial stage of development of a heavy oil or bitumen deposit.
Технической задачей изобретения является сокращение финансовых и материальных затрат на строительство скважин, с помощью которых осуществляется данный способ, а также повышение эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины за счет возможности, смены зон отбора продукции из продуктивного пласта на протяжении всего горизонтального участка добывающей скважины.An object of the invention is to reduce financial and material costs for the construction of wells, with the help of which this method is carried out, as well as to increase the efficiency of developing a heavy oil or bitumen field with regulation of the selection of well production due to the possibility of changing the zones of production from the reservoir throughout the horizontal production well site.
Поставленная техническая задача решается способом разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины, включающим строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину, 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, изменяя зоны отбора продукции.The stated technical problem is solved by the method of developing a heavy oil or bitumen field with regulation of the selection of well products, including the construction of an upper injection well and a lower production well with horizontal sections located one above the other, pumping a heat carrier through a horizontal injection well with heating the formation by creating a steam chamber and selecting products through a horizontal production well, in which thermograms of the steam chamber are taken, the state is analyzed its heating for uniform heating and the presence of temperature peaks, and taking into account the obtained thermograms, the steam chamber is uniformly heated, changing the product selection zones.
Новым является то, что при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют устанавливаемыми напротив зон продуктивного пласта фильтрами, внутри фильтра в добывающей скважине размещают хвостовик насоса, который спускают на колонне труб и оборудуют обводными каналами с предохранительными клапанами, причем хвостовик, снабженный входными отверстиями, разбивающими фильтр на зоны отбора, на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя при смене зоны отбора, оснащают снаружи ниже верхнего отверстия пакером, устанавливаемым над фильтром, а изнутри - поршнем со штоком, внутреннее пространство которого через обратный клапан сообщено со входом насоса, причем пространство между штоком и хвостовиком между входными отверстиями хвостовика герметично разобщают перед спуском кольцевыми вставками, разбивая хвостовик на секции отбора, которые сообщены боковыми каналами через одну с внутренним пространством штока, для изменения зон для отбора при возникновении температурных пиков, отбор продукции насосом прекращают в колонне труб, создают избыточное давление, которое, передаваясь через обводные каналы, благодаря закрытому обратному клапану на поршень смещают его вместе со штоком так, что его боковые каналы, проходя через кольцевые вставки, сообщают внутреннее пространство штока с соседними незадействованными до этого секции отбора, после чего отбор продукции возобновляют до возникновения температурных пиков напротив секций отбора в соответствующих им зонах отбора, для исключения прорыва теплоносителя отбор продукции насосом прекращают, в затрубном пространстве колонны труб создают избыточное давление, которое, передаваясь через верхние отверстия хвостовика, благодаря пакеру в хвостовик с обратной стороны поршня перемещают поршень с хвостовиком в первоначальное состояние, после чего отбор продукции возобновляют из первоначальных секций и зон отбора, в ходе эксплуатации циклы при необходимости смены секций и зон отбора повторяют.What is new is that during the construction of wells, their horizontal sections are equipped with filters installed opposite the zones of the reservoir, a pump shank is placed inside the filter in the production well, which is lowered on the pipe string and equipped with bypass channels with safety valves, and a shank equipped with inlet openings breaking the filter on the selection zone, at a distance that excludes the breakthrough of the coolant when changing the selection zone, equip the outside below the upper hole with a packer installed above iltrom, and from the inside, by a piston with a rod, the inner space of which is connected through the check valve to the pump inlet, the space between the rod and the shank between the inlet openings of the shank is hermetically disconnected before the runoff by the ring inserts, breaking the shank into sampling sections that are communicated by the side channels in one second the internal space of the rod, to change the zones for selection when temperature peaks occur, the selection of products by the pump is stopped in the pipe string, create an excess pressure, which, spreading through the bypass channels, thanks to the closed non-return valve, they are displaced along with the rod on the piston so that its lateral channels, passing through the annular inserts, communicate the internal space of the rod with neighboring unused sections of sampling, after which production selection is resumed until the temperature peaks opposite sampling sections in their respective sampling zones, to prevent breakthrough of the coolant, the selection of products by the pump is stopped, in the annular space of the pipe string create excessive pressure which is transmitted through the upper openings of the shank, thanks to the packer to the shank on the back of the piston, move the piston with the shank to the initial state, after which the product selection is resumed from the original sections and sampling zones, during operation the cycles are repeated if necessary, changing sections and sampling zones .
На чертеже схематично представлен предлагаемый способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины.The drawing schematically shows the proposed method for developing a heavy oil or bitumen field with regulation of the selection of well production.
Сначала производят строительство верхней нагнетательной 1 (см. чертеж) и нижней добывающей скважин 2 с горизонтальными участками 3 и 4 соответственно, расположенными друг над другом и вскрывающими продуктивный пласт 5 с тяжелой нефтью или битумом, причем в процессе строительства нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин их горизонтальные участки 3 и 4 соответственно оборудуют фильтрами 6 и 7.First, the construction of the upper injection 1 (see drawing) and
Нагнетательная скважина 1 используется для закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5, а добывающая скважина 2 используется для добычи тяжелой нефти или битума (продукции) из продуктивного пласта 5.An injection well 1 is used to pump coolant into a producing
Далее нагнетательную скважину 1 снабжают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 8 с горизонтальным перфорированным участком 9.Next, the injection well 1 is equipped with a
Внутри фильтра 7 в добывающей скважине 2 размещают хвостовик 10 насоса 11 (например, электроцентробежного погружного насоса (ЭЦН), который спускают на колонне труб 12. Колонну труб 12 напротив погружного насоса 11 оборудуют обводными каналами 13 с предохранительными клапанами 14 и 14′. Давление срабатывания предохранительного клапана 14′ зависит от высоты столба и плотности продукции в колонне труб 2 выше насоса 14 и определяется расчетным путем, например, 50 МПа.Inside the
Хвостовик 10 снабжен входными отверстиями 15, разбивающими фильтр 7 на зоны отбора.The
Расстояние А - между входными отверстиями 15 на всем протяжении хвостовика 10 подбирают опытным путем исходя из исключения прорыва теплоносителя при смене зоны отбора. Хвостовик 10 оснащают снаружи ниже верхнего отверстия 15 пакером 16, устанавливаемым над фильтром 7.The distance A between the
Изнутри хвостовик 10 оснащен поршнем 17 со штоком 18, внутреннее пространство 19 которого через обратный клапан 20 сообщено со входом 21 насоса 11.From the inside, the
Пространство между штоком 18 и хвостовиком 10 между входными отверстиями 15 хвостовика 10 герметично разобщают перед спуском кольцевыми вставками 22, разбивая хвостовик 10 на секции отбора S и S1, которые сообщены боковыми каналами 23 через одну с внутренним пространством 19 штока 18.The space between the
Начинают осуществлять закачку теплоносителя от парогенератора (не показано) в продуктивный пласт 5 по колонне НКТ 8 через его горизонтальный перфорированный участок 9 и фильтр 6 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1. В зависимости от проницаемости продуктивного пласта 5 подбирают давление нагнетания и в зависимости от эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта 5 определяют объем нагнетаемого пара, при этом происходит прогревание продуктивного пласта 5 с созданием паровой камеры.They begin to pump coolant from a steam generator (not shown) into the
Разогретая в паровой камере тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 сначала через фильтр 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2, а затем через входные отверстия 15 хвостовика 10 и все боковые каналы 23 штока 18, которые размещены напротив секций отбора - S, попадает во внутреннее пространство 19 штока 18. Из внутреннего пространства 19 штока 18 разогретая тяжелая нефть или битум через открытый обратный клапан 20, пропускающий справа налево, попадает на прием 21 насоса 11, который перекачивает (отбирает) разогретую тяжелую нефть или битум на дневную поверхность. Обратный клапан 20 может быть любой конструкции, например тарельчатым.Heated in the steam chamber heavy oil or bitumen from the
В процессе отбора разогретой тяжелой нефти или битума происходит прорыв теплоносителя из паровой камеры в фильтр 7 добывающей скважины 2, о чем свидетельствует наличие температурных пиков на термограммах, которые строятся по результатам данных термодатчиков (не показано), установленных в горизонтальных участках 3 и 4 соответственно нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин. Для исключения проникновения теплоносителя в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2 необходимо произвести изменение зон отбора разогретой тяжелой нефти или битума.During the selection of heated heavy oil or bitumen, the coolant breaks from the steam chamber into the
Для изменения зон для отбора при возникновении температурных пиков (проникновении теплоносителя в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2) отбор продукции насосом 11, как описано выше, прекращают.To change the zones for selection in the event of temperature peaks (penetration of the coolant into the
В колонне труб 12 создают избыточное давление, например 8 МПа, при этом предохранительный клапан 14 закрывается и предохраняет насос 11 от воздействия высокого давления, а предохранительный клапан 14′, рассчитанный на столб давления продукции выше насоса 11, как указано выше, (5 МПа) открывается, поэтому избыточное давление передается через обводные каналы 13 в хвостовик 10, благодаря закрытому обратному клапану 20 которого избыточное давление воздействует на поршень 17, смещает его вместе со штоком 18 так, что его боковые каналы 23, проходя через кольцевые вставки 22, сообщают внутреннее пространство 19 штока 18 с соседними незадействованными до этого секциями отбора - S1.Overpressure is created in the
Отбор продукции насосом 11 возобновляют из секций S1 так же, как описано выше, до возникновения температурных пиков напротив секций отбора S1 в соответствующих им зонах отбора горизонтального участка добывающей скважины. При возникновении температурных пиков с целью дальнейшего исключения прорыва теплоносителя отбор продукции насосом 11 прекращают.The selection of products by the
В затрубном пространстве 24 колонны труб 12 создают избыточное давление, которое, передаваясь через верхние отверстия 15 хвостовика 10, благодаря пакеру 16 в хвостовик 10 с обратной стороны поршня 17, перемещает поршень 17 с хвостовиком 10 в первоначальное состояние (см. чертеж).In the
Отбор продукции насосом 11 вновь возобновляют из первоначальных секций и зон отбора.The selection of products by the
В ходе эксплуатации циклы при необходимости (возникновении температурных пиков, свидетельствующих о прорыве теплоносителя в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2 смены секций и зон отбора повторяют.During operation, the cycles, if necessary (the occurrence of temperature peaks, indicating a breakthrough of the coolant in the
Предложенный способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины осуществляется с помощью одноустьевой скважины, что в сравнении с прототипом снижает финансовые и материальные затраты на осуществление способа.The proposed method for the development of a heavy oil or bitumen field with regulation of the selection of well production is carried out using a wellhead, which, in comparison with the prototype, reduces the financial and material costs of implementing the method.
Кроме того, повышается эффективность разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины за счет возможности смены зон отбора продукции из продуктивного пласта на протяжении всего горизонтального участка добывающей скважины, при этом нет необходимости изменения направления фильтрации и/или изменения режимов закачки теплоносителя и отбора продукции.In addition, the efficiency of developing a heavy oil or bitumen field with regulation of the selection of well production is increased due to the possibility of changing the zones of production from the reservoir throughout the horizontal section of the producing well, while there is no need to change the direction of filtration and / or change the modes of coolant injection and selection products.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009139704/03A RU2412343C1 (en) | 2009-10-27 | 2009-10-27 | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009139704/03A RU2412343C1 (en) | 2009-10-27 | 2009-10-27 | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2412343C1 true RU2412343C1 (en) | 2011-02-20 |
Family
ID=46310107
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009139704/03A RU2412343C1 (en) | 2009-10-27 | 2009-10-27 | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2412343C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2468193C1 (en) * | 2011-06-08 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit in multiple-formation layer-by-layer nonhomogeneous header |
RU2565292C1 (en) * | 2014-10-07 | 2015-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имен В.Д. Шашина | Device for operation intensification of horizontal well |
RU2689102C2 (en) * | 2017-10-13 | 2019-05-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
RU2803327C1 (en) * | 2023-04-03 | 2023-09-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method for operating a pair of wells producing high-viscosity oil |
-
2009
- 2009-10-27 RU RU2009139704/03A patent/RU2412343C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2468193C1 (en) * | 2011-06-08 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit in multiple-formation layer-by-layer nonhomogeneous header |
RU2565292C1 (en) * | 2014-10-07 | 2015-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имен В.Д. Шашина | Device for operation intensification of horizontal well |
RU2689102C2 (en) * | 2017-10-13 | 2019-05-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
RU2803327C1 (en) * | 2023-04-03 | 2023-09-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method for operating a pair of wells producing high-viscosity oil |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6039121A (en) | Enhanced lift method and apparatus for the production of hydrocarbons | |
RU2407884C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
RU2442883C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil reserves | |
RU2410534C1 (en) | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit by using two-head horizontal wells | |
RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
RU2412342C1 (en) | Procedure for development of deposit of heavy oil or bitumen with control of pumping heat carrier into well | |
RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
RU2398103C1 (en) | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit with control of well production drawdown | |
RU2555713C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
RU2413068C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
RU2468194C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections | |
RU2211318C2 (en) | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation | |
RU2527984C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
RU2411356C1 (en) | Method and arrangement for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production | |
RU2412343C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production | |
RU2494240C1 (en) | Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumens | |
RU2433256C1 (en) | Method of high-viscosity oil or bitumen pool development | |
RU2206728C1 (en) | Method of high-viscocity oil production | |
RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
RU2455473C2 (en) | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit | |
RU2483205C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well | |
RU2339807C1 (en) | Method of extraction of heavy and high viscous hydrocarbons from undeground deposits | |
RU2469186C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161028 |