RU2442884C1 - Method for development of high-viscosity and heavy oil with thermal action - Google Patents
Method for development of high-viscosity and heavy oil with thermal action Download PDFInfo
- Publication number
- RU2442884C1 RU2442884C1 RU2010136232/03A RU2010136232A RU2442884C1 RU 2442884 C1 RU2442884 C1 RU 2442884C1 RU 2010136232/03 A RU2010136232/03 A RU 2010136232/03A RU 2010136232 A RU2010136232 A RU 2010136232A RU 2442884 C1 RU2442884 C1 RU 2442884C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- horizontal
- well
- injection
- wells
- temperature
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую и тяжелую нефть.The invention relates to the development of oil fields, in particular to methods of thermal exposure of a reservoir containing highly viscous and heavy oil.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2062865, МПК 8 Е21В 43/00, Е21В 43/24 опубл. в бюл. № от 27.06.1996 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин, вертикальных и горизонтальных добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и добычу пластовых флюидов через добывающие скважины, при этом горизонтальные скважины располагают вдоль рядов вертикальных добывающих скважин на минимальном расстоянии от их забоев, одновременно с закачкой теплоносителя через нагнетательные вертикальные скважины осуществляют периодическую закачку теплоносителя через горизонтальные скважины до его прорыва в вертикальные добывающие скважины, затем подают вытекающий агент в вертикальные скважины под давлением, достаточным для выноса песка, а через горизонтальные скважины осуществляют отбор песка и пластового флюида.A known method of developing deposits of highly viscous oil (patent RU No. 2062865, IPC 8 Е21В 43/00, ЕВВ 43/24 publ. In bull. No. from 06/27/1996), including the drilling of vertical injection wells, vertical and horizontal producing wells, injection coolant through injection wells and production of formation fluids through production wells, while horizontal wells are located along the rows of vertical production wells at a minimum distance from their faces, simultaneously with the injection of coolant through injection vertical wells ins performed periodically download coolant through the horizontal hole to break in its vertical production wells, is then fed into the flowing agent vertical wellbore at a pressure sufficient for the sand and through the horizontal wellbore selection performed sand and formation fluid.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, небольшой охват тепловым воздействием залежи и, как следствие, низкие коэффициенты охвата и нефтеотдачи залежи высоковязкой и тяжелой нефти;- firstly, a small thermal exposure of the reservoir and, as a result, low coverage and oil recovery coefficients of the highly viscous and heavy oil deposits;
- во-вторых, вытесняющий агент подают в вертикальные скважины под давлением, достаточным для выноса песка, что может привести к росту уровня водонефтяного контакта (ВНК). В результате добываемая продукция быстро обводняется и резко увеличивается процент ее обводненности и в скором времени разработка залежи высоковязкой нефти становится нерентабельной.- secondly, the displacing agent is fed into vertical wells under a pressure sufficient to remove sand, which can lead to an increase in the level of water-oil contact (WOC). As a result, the produced products are quickly flooded and the percentage of its water cut sharply increases and soon the development of a highly viscous oil deposit becomes unprofitable.
Также известен способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти (патент RU №2199656, Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №6 от 27.02.2003 г.), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение горизонтальных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, периодическую закачку теплоносителя, например пара, в горизонтальные скважины и отбор нефти из вертикальных добывающих скважин, при этом отбор ведут также из вертикальных нагнетательных скважин, а в период прекращения закачки пара ведут отбор из горизонтальных скважин, являющихся источником прорыва пара в вертикальные скважины, а после выработки пласта в районе призабойной зоны всех скважин переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины, одновременно отбирая нефть из остальных скважин.Also known is a method of thermal exposure of a highly viscous oil reservoir (patent RU No. 2199656, ЕВВ 43/24, published in Bul. No. 6 of 02.27.2003), including drilling rows of vertical injection and production wells, drilling horizontal wells along rows of vertical wells, periodic injection of a coolant, for example steam, into horizontal wells and oil extraction from vertical production wells, while the selection is also carried out from vertical injection wells, and during the period of the termination of steam injection, selection is made from horizontal wells, yuschihsya source vapor breakthrough in vertical wells, and after making the formation near bottomhole zone of the wells are transferred to areal injection displacing agent such as water, into the vertical injection wells simultaneously selecting the remaining oil from the wells.
Недостатками данного способа являются небольшой охват тепловым воздействием участков пласта и, как следствие, низкие коэффициенты охвата и нефтеотдачи залежи высоковязкой нефти, быстрое обводнение залежи вследствие остывания теплоносителя и кольматации пласта.The disadvantages of this method are the small thermal exposure of the formation sections and, as a result, the low coverage and oil recovery coefficients of the highly viscous oil deposit, the rapid flooding of the reservoir due to cooling of the coolant and reservoir formation.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием (патент RU №2368767, Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №27 от 27.09.2009 г.), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение горизонтальных нагнетательных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, закачку теплоносителя в горизонтальные скважины и отбор высоковязкой и тяжелой нефти из вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, при этом под каждой нагнетательной горизонтальной скважиной в пределах этого же продуктивного пласта бурят дополнительную горизонтальную добывающую скважину для отбора высоковязкой и тяжелой нефти, а вертикальные добывающие и нагнетательные скважины в рядах располагают поочередно, при этом из вертикальных добывающих скважин высоковязкую тяжелую нефть отбирают до прорыва в них теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин, после чего закачку теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины прекращают и переводят их в добывающие, а те добывающие скважины, в которые прорвался теплоноситель, переводят в нагнетательные скважины, в дальнейшем при прорыве теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин в вертикальные добывающие скважины, переведенные ранее из нагнетательных скважин, производят обратную замену по переводу вертикальных нагнетательных скважин в добывающие скважины, а вертикальные добывающие - в нагнетательные и цикл повторяют до полной выработки призабойных зон вертикальных и горизонтальных скважин.The closest in technical essence is the method of developing deposits of high viscosity and heavy oil with thermal exposure (patent RU No. 2368767, ЕВВ 43/24, published in Bul. No. 27 of 09/27/2009), including drilling a series of vertical injection and production wells drilling horizontal injection wells along the rows of vertical wells, pumping coolant into horizontal wells and selecting high-viscosity and heavy oil from vertical producing and injection wells, while under each horizontal injection well within the same productive formation, an additional horizontal production well is drilled to select high viscosity and heavy oil, and vertical production and injection wells are arranged in rows in series, while high viscosity heavy oil is taken from vertical production wells before the coolant breaks out of them from horizontal injection wells, after which the coolant is stopped in the vertical injection wells and transferred to production wells, and those production wells into which t the flow medium is transferred to injection wells; later, when the coolant breaks out from horizontal injection wells to vertical production wells, previously transferred from injection wells, the vertical replacement is converted into vertical injection wells to production wells, and vertical production wells to injection wells and the cycle is repeated until complete development of bottom-hole zones of vertical and horizontal wells.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, небольшой охват тепловым воздействием залежи и, как следствие, низкие коэффициенты охвата и нефтеотдачи залежи высоковязкой и тяжелой нефти;- firstly, a small thermal exposure of the reservoir and, as a result, low coverage and oil recovery coefficients of the highly viscous and heavy oil deposits;
- во-вторых, невозможно регулировать температуру добываемой продукции в процессе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти;- secondly, it is impossible to regulate the temperature of the extracted products during the development of deposits of high viscosity and heavy oil;
- в-третьих, дороговизна осуществления способа, связанная со строительством большого количества как вертикальных, так и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин.- thirdly, the high cost of implementing the method associated with the construction of a large number of both vertical and horizontal production and injection wells.
Задачей изобретения является снижение себестоимости осуществления способа с возможностью регулирования температуры добываемой продукции в процессе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти в стволе горизонтальной добывающей скважины, а также увеличение охвата тепловым воздействием залежи высоковязкой и тяжелой нефти.The objective of the invention is to reduce the cost of implementing the method with the ability to control the temperature of produced products during the development of deposits of high viscosity and heavy oil in the trunk of a horizontal producing well, as well as increasing the thermal exposure of the deposits of high viscosity and heavy oil.
Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием, включающим бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор высоковязкой и тяжелой нефти из добывающих скважин.The problem is solved by the method of developing deposits of high viscosity and heavy oil with thermal effects, including drilling horizontal injection and production wells, pumping coolant into injection wells and selection of high viscosity and heavy oil from production wells.
Новым является то, что горизонтальную нагнетательную скважину бурят по направлению к горизонтальной добывающей скважине в том же интервале, с последующим строительством из горизонтальных участков разнонаправленных боковых стволов параллельных горизонтальной добывающей скважине с шагом 50-400 м от нее и вторичным вскрытием этих стволов, причем температуру добываемой продукции из добывающей скважины регулируют отключением близлежащих к добывающей скважине боковых стволов нагнетательной скважины для снижения температуры или включением в работу ранее отключенных боковых стволов нагнетательной скважины для повышения температуры.What is new is that the horizontal injection well is drilled towards the horizontal production well in the same interval, with the subsequent construction of horizontal sections of multidirectional side shafts parallel to the horizontal production well with a step of 50-400 m from it and the secondary opening of these shafts, and the temperature of the produced production from the production well is controlled by turning off the side shafts of the injection well adjacent to the production well to lower the temperature or turning on m in the work of previously disconnected sidetracks of the injection well to increase the temperature.
На фигуре 1 схематично изображен предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием на начальной стадии.The figure 1 schematically depicts the proposed method for the development of deposits of highly viscous and heavy oil with thermal effects at the initial stage.
На фигуре 2 схематично изображен предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием при увеличении температуры добываемой продукции.Figure 2 schematically depicts the proposed method for the development of deposits of highly viscous and heavy oil with thermal effects with increasing temperature of the produced products.
На фигуре 3 схематично изображен предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием при снижении температуры добываемой продукции.Figure 3 schematically depicts the proposed method for the development of deposits of high viscosity and heavy oil with thermal exposure while lowering the temperature of the produced products.
Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием включает бурение расположенных в пределах одной залежи 1 (см. фиг.1) горизонтальных нагнетательных 2 2'; 2"…2n и добывающих 3; 3'; 3"…3n скважин, причем горизонтальные нагнетательные скважины 2 2'; 2"…2n бурят перпендикулярно к центру горизонтальных добывающих скважин 3; 3'; 3"…3n в том же интервале залежи 1.A method of developing a deposit of high viscosity and heavy oil with thermal impact includes drilling
Рассмотрим предлагаемый способ на примере одной пары горизонтальной нагнетательной 2 и горизонтальной добывающей скважины 3 (см. фиг.1).Consider the proposed method as an example of one pair of
Из горизонтального участка 4 горизонтальной нагнетательной скважины 2 производят строительство разнонаправленных боковых стволов 5; 5'; 5"…5n, параллельных горизонтальной добывающей скважине 3 с шагом 50-400 м от нее и вторичным вскрытием этих боковых стволов 5; 5'; 5"…5n.From the
Далее производят обустройство горизонтальной добывающей скважины 3 насосным оборудованием (на фиг. не показано). Начинают закачку теплоносителя (пара, горячей воды, газа), например, пара в горизонтальный участок 4 горизонтальной нагнетательной скважины 2. Теплоноситель по горизонтальному участку 4 горизонтальной нагнетательной скважины 2 попадает сначала в ее боковые стволы 5; 5'; 5"…5n, а оттуда в залежь 1, где начинает прогревать высоковязкую и тяжелую нефть напротив горизонтальной добывающей скважины 3. В процессе закачки теплоносителя поддерживают расчетный температурный режим закачки теплоносителя (например, 200°С и давление закачиваемого теплоносителя Р=15 МПа) таким образом, чтобы пар, образующий паровую камеру в залежи 1 между боковыми стволами 5; 5'; 5"…5n и размещенной в том же интервале залежи 1 горизонтальной добывающей скважины 3, не конденсировался в воду, поднимая уровень водонефтяного контакта, чтобы избежать преждевременного обводнения отбираемой продукции (разогретой высоковязкой и тяжелой нефти).Next, the horizontal production well 3 is equipped with pumping equipment (not shown in Fig.). Start pumping the coolant (steam, hot water, gas), for example, steam into the
По мере закачки теплоносителя происходит прогревание высоковязкой и тяжелой нефти, которая разжижается, то есть снижается вязкость и в прогретом состоянии высоковязкая и тяжелая нефть поступает через перфорационные отверстия 6 и 7 в ствол горизонтальной добывающей скважины 3, откуда попадает на прием насоса (на фиг.1, 2 и 3 не показано), расположенного в горизонтальном участке горизонтальной добывающей скважины 3, который производит отбор прогретой высоковязкой и тяжелой нефти на поверхность. В процессе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием производят контроль за температурой добываемой продукции в стволе горизонтальной добывающей скважины 3, например, с помощью снятия термограмм посредством температурных датчиков, спущенных в скважину на оптико-волоконном кабеле, как описано в патенте RU №2340768 «Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых скважин» (опуб. в бюл. №34 от 10.12.2008 г.).As the coolant is pumped in, high-viscosity and heavy oil is heated, which liquefies, that is, the viscosity decreases and, when warmed up, the high-viscosity and heavy oil enters through the
Например, установленный практическими исследованиями залежи 1 оптимальный температурный режим добываемой продукции в стволе горизонтальной добывающей скважине 3 находится в интервале 45°С-80°С, поскольку при превышении верхнего значения этого интервала возможен прорыв теплоносителя в ствол горизонтальной добывающей скважины 3 и соответственно преждевременное обводнение добываемой продукции, и наоборот, при снижении температуры добываемой продукции в стволе горизонтальной добывающей скважине 3 ниже нижнего значения затрудняется отбор высоковязкой и тяжелой нефти из ствола горизонтальной добывающей скважины 3 (отбираемая из ствола горизонтальной добывающей скважины 3 продукция становится более вязкой и, как следствие, снижается КПД насоса, увеличиваются энергозатраты и т.д.).For example, the optimal temperature regime of produced products established by practical studies of
При повышении температуры (контролируется снятием термограмм) добываемой продукции из горизонтальной добывающей скважины 3 выше верхнего значения, как указано выше, свыше 80°С. Останавливают горизонтальную нагнетательную скважину 2 и производят отключение (см. фиг.2) близлежащей к горизонтальной добывающей скважине 3 боковых стволов 4 и 4' горизонтальной нагнетательной скважины 2 для снижения температуры добываемой продукции в стволе горизонтальной добывающей скважине 3 путем спуска в горизонтальный участок 4 горизонтальной нагнетательной скважины 2 и посадки в нем перед входом в боковые стволы 4 и 4' горизонтальной нагнетательной скважины 2 любого известного глухого пакера 8, например, извлекаемый пакер-пробку конструкции ТатНИПИнефть (г.Бугульма, Республики Татарстан, Российская Федерация) см. патент RU №2346142 «Пакер-пробка» опубл. в бюл. №4 от 10.02.2009 г.).With increasing temperature (controlled by the removal of thermograms) of the produced products from the horizontal producing well 3 above the upper value, as indicated above, above 80 ° C. The
После чего запускают горизонтальную нагнетательную скважину 2 в работу. Теплоноситель по горизонтальному участку 4 горизонтальной нагнетательной скважины 2 попадает сначала в ее боковые стволы 5; 5'; 5"…5n, а оттуда в залежь 1, где начинает прогревать высоковязкую и тяжелую нефть напротив горизонтальной добывающей скважины 3. По мере закачки теплоносителя происходит прогревание высоковязкой и тяжелой нефти, которая разжижается, то есть снижается вязкость и в прогретом состоянии высоковязкая и тяжелая нефть поступает через перфорационные отверстия 6 и 7 в горизонтальную добывающую скважину 3, откуда попадает на прием насоса, расположенного в горизонтальном участке горизонтальной добывающей скважины 3, который производит отбор прогретой высоковязкой и тяжелой нефти на поверхность и одновременно продолжают вести контроль за температурой добываемой продукции в стволе горизонтальной добывающей скважины 3 снятием термограмм.Then start the horizontal injection well 2 into operation. The coolant in the
При снижении температуры добываемой продукции в стволе горизонтальной добывающей скважины 3 ниже нижнего значения интервала указано выше, т.е. ниже 40°С. Останавливают горизонтальную нагнетательную скважину 2 и производят включение в работу ранее отключенных близлежащих к горизонтальной добывающей скважине 3 боковых стволов 5 и 5' горизонтальной нагнетательной скважины 2 для повышения температуры добываемой продукции в горизонтальной добывающей скважине 3 путем спуска ловителя (на фиг.1, 2, 3 не показано) в горизонтальный участок 4, захвата и извлечения из горизонтальной нагнетательной скважины 2 (см. фиг.3) ранее посаженного в нем глухого пакера 8.When lowering the temperature of the produced products in the trunk of the horizontal producing well 3 below the lower value of the interval is indicated above, i.e. below 40 ° C. The
После чего вновь запускают горизонтальную нагнетательную скважину 2 в работу. Теплоноситель по горизонтальному участку 4 горизонтальной нагнетательной скважины 2 попадает сначала в ее боковые стволы 5; 5'; 5"…5n, а оттуда в залежь 1, где начинает прогревать высоковязкую и тяжелую нефть напротив горизонтальной добывающей скважины 3. По мере закачки теплоносителя происходит прогревание высоковязкой и тяжелой нефти, которая разжижается, то есть снижается вязкость и в прогретом состоянии высоковязкая и тяжелая нефть поступает через перфорационные отверстия 6 и 7 в горизонтальную добывающую скважину 3, откуда попадает на прием насоса (на фиг. не показано), расположенного в горизонтальном участке горизонтальной добывающей скважины 3, который производит отбор прогретой высоковязкой и тяжелой нефти на поверхность.Then restart the horizontal injection well 2 in operation. The coolant in the
При необходимости дальнейшего регулирования температуры добываемой продукции в стволе горизонтальной добывающей скважины 3 циклы по установке и снятию глухого пакер-пробки 8 в требуемом месте горизонтального участка 4 повторяют необходимое количество раз. Например, при быстром превышении по времени верхнего интервала температурного значения, т.е. 80°С, глухую пакер-пробку 8 (на фиг.1, 2 и 3 не показано) устанавливают в горизонтальном участке 4 горизонтальной нагнетательной скважины 2 перед входом в боковой канал 5" или 5'".If necessary, further control of the temperature of the produced products in the
В процессе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием продолжают вести контроль за температурой добываемой продукции в стволе горизонтальной добывающей скважины 3, как описано выше. В случае, если температура добываемой продукции в стволе горизонтальной добывающей скважины 3 в процессе продолжительной закачки теплоносителя в горизонтальную нагнетательную скважину 2 не достигает необходимой рабочей температуры, например 60°С, то останавливают горизонтальную нагнетательную скважину 2 и производят удлинение (см. фиг.3) его горизонтального участка 4 до длины 4', из которой при необходимости производят строительство дополнительных боковых стволов 9 и 9'.In the process of developing deposits of high viscosity and heavy oil with thermal exposure, they continue to monitor the temperature of the produced products in the
Данный способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием прост и дешев в осуществлении, а возможность регулирования температуры добываемой продукции в стволе горизонтальной добывающей скважины в процессе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти позволяет избежать преждевременного обводнения добываемой продукции и в оптимальном температурном режиме производить равномерную и полную выработку запасов высоковязкой и тяжелой нефти в залежи, а наличие боковых стволов, пробуренных в разные стороны из горизонтального участка горизонтальной нагнетательной скважины, позволяет увеличить охват тепловым воздействием залежи высоковязкой и тяжелой нефти.This method of developing a highly viscous and heavy oil deposit with thermal exposure is simple and cheap to implement, and the ability to control the temperature of the produced products in the horizontal well bore during the development of a high viscosity and heavy oil deposit allows you to avoid premature flooding of the produced products and to produce a uniform and the full development of high-viscosity and heavy oil reserves in the reservoir, and the presence of sidetracks drilled in different directions and the horizontal portion of the horizontal injection well, allows to increase the coverage of high-thermal action deposits and heavy oil.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010136232/03A RU2442884C1 (en) | 2010-08-27 | 2010-08-27 | Method for development of high-viscosity and heavy oil with thermal action |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010136232/03A RU2442884C1 (en) | 2010-08-27 | 2010-08-27 | Method for development of high-viscosity and heavy oil with thermal action |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2442884C1 true RU2442884C1 (en) | 2012-02-20 |
Family
ID=45854636
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010136232/03A RU2442884C1 (en) | 2010-08-27 | 2010-08-27 | Method for development of high-viscosity and heavy oil with thermal action |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2442884C1 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2526047C1 (en) * | 2013-06-11 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development of extra-heavy crude oil |
| RU2583471C1 (en) * | 2015-05-01 | 2016-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method for development of multilayer oil reservoir |
| RU2640608C1 (en) * | 2017-04-04 | 2018-01-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of ash-nonuniform deposit of high-viscosity oil or bitumen |
| RU2657307C1 (en) * | 2017-09-26 | 2018-06-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen |
| RU2681758C1 (en) * | 2018-05-18 | 2019-03-12 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of developing super-viscous oil field |
| RU2684627C1 (en) * | 2018-05-30 | 2019-04-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit of high-viscosity and heavy oil with thermal effect |
| RU2695206C1 (en) * | 2018-09-26 | 2019-07-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit |
| RU2724729C1 (en) * | 2019-10-17 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5246071A (en) * | 1992-01-31 | 1993-09-21 | Texaco Inc. | Steamflooding with alternating injection and production cycles |
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| RU2062865C1 (en) * | 1991-07-03 | 1996-06-27 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for exploitation of high-viscosity oil pool |
| RU2199656C2 (en) * | 2001-04-17 | 2003-02-27 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of thermal stimulation of high-viscosity oil deposit |
| RU2295030C1 (en) * | 2006-05-26 | 2007-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen |
| RU2322577C1 (en) * | 2006-07-04 | 2008-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for heavy and highly-viscous hydrocarbon production from underground deposit |
| RU2368767C1 (en) * | 2008-03-31 | 2009-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | High-viscous and heavy oil field development method with thermal action |
-
2010
- 2010-08-27 RU RU2010136232/03A patent/RU2442884C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| RU2062865C1 (en) * | 1991-07-03 | 1996-06-27 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for exploitation of high-viscosity oil pool |
| US5246071A (en) * | 1992-01-31 | 1993-09-21 | Texaco Inc. | Steamflooding with alternating injection and production cycles |
| RU2199656C2 (en) * | 2001-04-17 | 2003-02-27 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of thermal stimulation of high-viscosity oil deposit |
| RU2295030C1 (en) * | 2006-05-26 | 2007-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen |
| RU2322577C1 (en) * | 2006-07-04 | 2008-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for heavy and highly-viscous hydrocarbon production from underground deposit |
| RU2368767C1 (en) * | 2008-03-31 | 2009-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | High-viscous and heavy oil field development method with thermal action |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2526047C1 (en) * | 2013-06-11 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development of extra-heavy crude oil |
| RU2583471C1 (en) * | 2015-05-01 | 2016-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method for development of multilayer oil reservoir |
| RU2640608C1 (en) * | 2017-04-04 | 2018-01-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of ash-nonuniform deposit of high-viscosity oil or bitumen |
| RU2657307C1 (en) * | 2017-09-26 | 2018-06-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen |
| RU2681758C1 (en) * | 2018-05-18 | 2019-03-12 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of developing super-viscous oil field |
| RU2684627C1 (en) * | 2018-05-30 | 2019-04-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit of high-viscosity and heavy oil with thermal effect |
| RU2695206C1 (en) * | 2018-09-26 | 2019-07-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit |
| RU2724729C1 (en) * | 2019-10-17 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2442884C1 (en) | Method for development of high-viscosity and heavy oil with thermal action | |
| CA2692939C (en) | Improvements in hydrocarbon recovery | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| RU2340768C2 (en) | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells | |
| RU2425969C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit | |
| CA2912159C (en) | Steam-solvent-gas process with additional horizontal production wells to enhance heavy oil / bitumen recovery | |
| CA2593585A1 (en) | In situ heavy oil and bitumen recovery process | |
| RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
| RU2663528C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2582256C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2626845C1 (en) | High-viscosity oil or bitumen recovery method, using hydraulic fractures | |
| RU2434127C1 (en) | Procedure for development of heavy oil or bitumen deposit | |
| RU2435948C1 (en) | Procedure for development of high viscous and heavy oil deposit by thermal treatment | |
| RU2434129C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposit | |
| RU2526047C1 (en) | Development of extra-heavy crude oil | |
| RU2433256C1 (en) | Method of high-viscosity oil or bitumen pool development | |
| RU2496000C1 (en) | Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2483207C2 (en) | Development method of fractured high-viscosity oil deposit | |
| RU2504646C1 (en) | Method of oil deposit development using flooding | |
| RU2643056C1 (en) | Method for development of pools of superheavy oil or natural bitumen | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| CA2818293A1 (en) | Thermal pulsing procedure for remediation of cold spots in steam assisted gravity drainage | |
| CA2888892C (en) | Non condensing gas management in sagd |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170828 |