RU2470149C1 - Method of developing deposits of high- and super-high viscosity oil - Google Patents

Method of developing deposits of high- and super-high viscosity oil Download PDF

Info

Publication number
RU2470149C1
RU2470149C1 RU2011123053/03A RU2011123053A RU2470149C1 RU 2470149 C1 RU2470149 C1 RU 2470149C1 RU 2011123053/03 A RU2011123053/03 A RU 2011123053/03A RU 2011123053 A RU2011123053 A RU 2011123053A RU 2470149 C1 RU2470149 C1 RU 2470149C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
steam
hydrocarbon solvent
injection
well
injected
Prior art date
Application number
RU2011123053/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Ильшат Мухаметович Бакиров
Марат Инкилапович Амерханов
Валентин Викторович Шестернин
Шаура Газимьяновна Рахимова
Альфат Салимович Султанов
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2011123053/03A priority Critical patent/RU2470149C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2470149C1 publication Critical patent/RU2470149C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: proposed method comprises injecting steam into bed, heating said bed by steam chamber, combined injection of steam and hydrocarbon solvent into injection well with maintaining steam chamber temperature not lower that that of steam-hydrocarbon solvent phase transition. Then, product is extracted from production well. Water solution of 20-40%-carbamide is injected in amount of 12-15 t per 100 m oh horizontal well borehole in proportion with steam of 8:1. Then, steam is injected unless bed temperature makes 150°C. Now, steam with hydrocarbon solvent is injected. Amount of hydrocarbon solvent is selected proceeding from the formula:
Figure 00000005
where m is coefficient of porosity, unit fractions; L is length of the bed working area (isolated on the basis of geophysical research), m; H is steam chamber height, m. Hydrocarbon solvent with steam injected, started in steam injection unless production well yield reduced to magnitude preceding the beginning of deposit processing by carbamide and hydrocarbon solvent solutions with steam in given well. Thereafter, deposit is periodically repeated unless increase in yield is 10% smaller than aforesaid magnitude.
EFFECT: increased steam-gravity effects and bed recovery.
1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей нефтей тепловыми методами.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing oil deposits by thermal methods.

Известен способ разработки залежей высоковязких нефтей (Патент РФ №2361074, МПК Е21В 43/24, С09К 8/592, опубл. 10.07.2009. Бюл. №19), включающий закачку в паронагнетательную скважину чередующихся оторочек раствора карбамида и пара, при этом указанный раствор дополнительно содержит аммиачную селитру, аммоний роданистый, комплексное поверхностно-активное вещество - ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь неионогенного ПАВ - АФ9,12 или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфонола, или NPS-6 при следующем соотношении компонентов, мас.%: карбамид 15,0-40,0, аммиачная селитра 8,0-20,0, аммоний роданистый 0,1-0,5, нефтенол ВВД 1,0-5,0, вода - остальное или карбамид 15,0-40,0, аммиачная селитра 8,0-20,0, аммоний роданистый 0,1-0,5, неионогенное ПАВ 1,0-2,0, анионактивное ПАВ 0,5-1,0, вода - остальное.A known method of developing deposits of highly viscous oils (RF Patent No. 2361074, IPC ЕВВ 43/24, С09К 8/592, published July 10, 2009. Bull. No. 19), including the injection of alternating rims of a urea and steam solution into a steam injection well, wherein the solution additionally contains ammonium nitrate, thiocyanate, a complex surfactant - surfactant Neftenol VVD, or a mixture of nonionic surfactant - AF 9.12 or NP-40, or NP-50 and anionic surfactant - volgonate or sulfonol, or NPS-6 with the following ratio of components, wt.%: urea 15,0-40,0, ammonia elite 8.0-20.0, ammonium thiocyanate 0.1-0.5, neftenol VVD 1.0-5.0, water - the rest or urea 15.0-40.0, ammonium nitrate 8.0-20, 0, ammonium thiocyanate 0.1-0.5, nonionic surfactant 1.0-2.0, anionic surfactant 0.5-1.0, water - the rest.

Недостатком данного способа является многокомпонентность раствора, что осложняет его приготовление и использование в промысловых условиях, а наличие ПАВ в составе не позволяет применять данный способ непосредственно во время паротепловой обработки, поскольку при температуре выше 80°С раствор ПАВ выпадает в осадок, теряет свои свойства и эффективность закачиваемого раствора снижается. Снижение вязкости высоковязкой нефти только за счет выделяющегося при разложении карбамида углекислого газа малоэффективно. Также не предусматривается применение данного способа в технологии парогравитационного воздействия с созданием паровой камеры.The disadvantage of this method is the multicomponent solution, which complicates its preparation and use in field conditions, and the presence of a surfactant in the composition does not allow the use of this method directly during thermal treatment, since at a temperature above 80 ° C the surfactant solution precipitates, loses its properties and the efficiency of the injected solution is reduced. Reducing the viscosity of highly viscous oil only due to the carbon dioxide released during the decomposition of urea is ineffective. Also, it is not provided for the use of this method in the technology of steam gravitational exposure with the creation of a steam chamber.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежей сверхвысоковязких нефтей методом парогравитационного воздействия на пласт с использованием горизонтальных скважин (Патент РФ №2387818, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.04.2010. Бюл. №12). Согласно изобретению, включающему закачку пара в пласт нагнетательной скважины, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции из добывающей скважины, в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которых является бензол, а совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного раствора.The closest in technical essence to the proposed method is a method of developing deposits of ultra-high viscosity oils by the method of vapor-gravity stimulation of a formation using horizontal wells (RF Patent No. 2387818, IPC EV 43/24, publ. 04/27/2010. Bull. No. 12). According to the invention, which includes injecting steam into the injection well formation, heating the formation to create a steam chamber, jointly injecting steam and a hydrocarbon solvent and selecting products from the producing well, a mixture of hydrocarbons of the ultimate aliphatic and aromatic series, the main component of which is benzene, is used as a hydrocarbon solvent, and the combined injection of steam and hydrocarbon solvent is carried out after reaching a temperature in the steam chamber of at least the temperature of the phase a mixture of steam and hydrocarbon solution.

Недостатками изобретения являются снижение давления в паровой камере нагнетательной скважины по мере использования растворителя и переход его из паровой фазы в жидкую.The disadvantages of the invention are the reduction of pressure in the steam chamber of the injection well as the solvent is used and its transition from the vapor phase to the liquid.

Наиболее эффективными для добычи высоковязких и сверхвязких нефтей при паротепловом воздействии с применением растворителей являются такие режимы давления и температуры в пласте, при которых углеводородный растворитель изначально находился бы в парообразном, а не в жидком состоянии для развития паровой камеры. Серьезным недостатком метода, основанного на закачке растворителя, является то, что режимы температуры и давления в пласте редко находятся на уровне температуры кипения известных растворителей. Поэтому необходимо регулировать давление и/или температуру, чтобы создать такие пластовые условия, при которых использование конкретного растворителя будет эффективным, т.е. чтобы он находился в парообразном состоянии. Одним из способов регулирования давления в паровой камере является введение в закачиваемый пар реагентов, разлагающихся под действием температуры с выделением углекислого газа, например карбамида.The most effective for the extraction of highly viscous and super-viscous oils during the heat and vapor exposure using solvents are such pressure and temperature regimes in the formation in which the hydrocarbon solvent would initially be in a vapor rather than a liquid state for the development of a vapor chamber. A serious drawback of the solvent injection method is that the temperature and pressure conditions in the formation are rarely at the boiling point of known solvents. Therefore, it is necessary to regulate the pressure and / or temperature in order to create such reservoir conditions under which the use of a particular solvent will be effective, i.e. so that it is in a vaporous state. One way to control the pressure in the steam chamber is to introduce reagents into the injected steam that decompose under the influence of temperature and produce carbon dioxide, such as urea.

Технической задачей данного предложения является повышение эффективности парогравитационного воздействия за счет дополнительного снижения вязкости нефти и поддержания давления в паровой камере нагнетательной горизонтальной скважины введением карбамида, разлагающегося при высокой температуре с выделением углекислого газа и аммиака, согласно уравнению:The technical task of this proposal is to increase the efficiency of the steam-gravity effect due to an additional decrease in oil viscosity and maintaining the pressure in the steam chamber of the injection horizontal well by the introduction of urea decomposing at high temperature with the release of carbon dioxide and ammonia, according to the equation:

Figure 00000001
Figure 00000001

Поставленная задача решается способом разработки залежей сверхвязких нефтей, включающим закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя в нагнетательную скважину с поддержанием температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода пар - углеводородный растворитель и последующий отбор продукции из добывающей скважины.The problem is solved by the method of developing deposits of ultra-viscous oils, including injecting steam into the formation, heating the formation with the creation of a steam chamber, the combined injection of steam and hydrocarbon solvent into the injection well with maintaining the temperature in the steam chamber not lower than the temperature of the phase transition of the vapor — hydrocarbon solvent and subsequent selection of products from the producing well.

Новым является то, что совместно с закачкой пара закачивают 20-40% водный раствор карбамида из расчета 12-15 т на 100 м горизонтального ствола скважины в пропорции к пару 8:1, затем закачивают пар до восстановления температуры в пласте не менее 150°С, далее закачивают пар с углеводородным растворителем, объем (V) которого выбирают исходя из формулы:What is new is that, together with steam injection, a 20-40% aqueous urea solution is injected at a rate of 12-15 tons per 100 m of the horizontal wellbore in proportion to the 8: 1 pair, then steam is injected until the temperature in the formation is restored to at least 150 ° C , then steam is injected with a hydrocarbon solvent, the volume (V) of which is selected based on the formula:

Figure 00000002
Figure 00000002

где m - коэффициент пористости, д. ед.;where m is the coefficient of porosity, d.

L - длина работающей части пласта (выделенная на основе данных геофизических исследований (ГИС), м;L is the length of the working part of the reservoir (isolated on the basis of data from geophysical surveys (GIS), m;

Н - высота паровой камеры, м;H - the height of the steam chamber, m;

после закачки углеводородного растворителя с паром переходят на закачку пара, пока дебит в добывающей скважине не снизится до значения, предшествующего началу обработки залежи раствором карбамида и углеводородным растворителем с паром в данной скважине, после чего обработку залежи периодически повторяют, пока прирост дебита в добывающей скважине не будет меньше на 10% от значения, предшествующего началу обработки залежи.after the injection of a hydrocarbon solvent with steam, it is transferred to the steam injection until the production rate in the production well decreases to the value preceding the beginning of the treatment of the deposit with a urea solution and the hydrocarbon solvent with steam in this well, after which the treatment of the reservoir is periodically repeated until the production rate in the production well increases will be less than 10% of the value preceding the start of processing deposits.

Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.

На устье нагнетательной скважины в соответствии требованиями промышленной безопасности устанавливается следующее оборудование: емкость с растворителем 1, дозировочный насос типа НД 2, регулирующее устройство по давлению с обратным клапаном 3, запорная арматура 4, паропровод 5, устьевая арматура скважины 6, емкость с раствором карбамида 7. Через паропровод 5 с помощью парогенератора (на схеме не указан) через устьевую арматуру 6 нагнетательной скважины для прогрева пласта закачивается с определенным расходом пар, не останавливая закачку пара, из емкости 7 насосом 2 в паропровод 5 закачивается из расчета 12-15 т на 100 м горизонтального ствола скважины объем 40% раствора карбамида, который продавливается паром. Переключением запорной арматуры 4 насосом одновременно с закачиваемым паром из емкости 1 закачивается расчетный из формулы (1) объем углеводородного растворителя (нефрас адсорбент и др.), после чего закачка пара в скважину продолжается до снижения дебита в добывающей скважине (на чертеже не указана) нефти до исходного.In accordance with industrial safety requirements, the following equipment is installed at the mouth of the injection well: solvent tank 1, dosing pump type ND 2, pressure regulating device with check valve 3, shutoff valves 4, steam line 5, wellhead fittings 6, tank with urea solution 7 Through the steam line 5 using a steam generator (not shown in the diagram) through the wellhead 6 of the injection well for heating the formation is pumped with a certain flow of steam, without stopping the injection of steam a, from the tank 7 with the pump 2 into the steam pipe 5 is pumped at the rate of 12-15 tons per 100 m of the horizontal wellbore, the volume of a 40% urea solution, which is pressed through with steam. By switching the shutoff valves 4 by the pump simultaneously with the injected steam from the tank 1, the volume of hydrocarbon solvent (nefras adsorbent, etc.) calculated from formula (1) is pumped, after which the steam injection into the well continues until the flow rate in the producing well (not shown) of oil is reduced to the source.

При дальнейшей эксплуатации, при каждом снижении дебита в добывающей скважине до исходного, циклы обработки раствором карбамида и углеводородным растворителем повторяют. Закачку реагентов прекращают при отсутствии прироста дебита по скважине менее чем на 10%.During further operation, with each decrease in production rate to the initial well, the treatment cycles are repeated with a urea solution and a hydrocarbon solvent. Reagent injection is stopped if there is no increase in well production by less than 10%.

Предлагаемый способ повышает эффективность паротеплового воздействия за счет дополнительного снижения вязкости нефти и поддержания давления в паровой камере введением карбамида, разлагающегося при высокой температуре с выделением газов.The proposed method improves the efficiency of heat and steam exposure by further reducing the viscosity of the oil and maintaining the pressure in the steam chamber by the introduction of urea, which decomposes at high temperature with the release of gases.

Пример конкретного выполнения способа.An example of a specific implementation of the method.

На опытном участке Ашальчинского месторождения высоковязкой нефти, находящемся на глубине 90 м, представленном неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм2, с нефтью, имеющей плотность 960 кг/м3 и вязкость 22000 мПа·с, пробурили пару горизонтальных скважин: нагнетательную 6 и добывающую (на чертеже не указана), горизонтальные участки фильтров которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта. В процессе добычи высоковязкой нефти в нагнетательную скважину закачивался пар, который, распространяясь вверх, создал увеличивающуюся в размерах паровую камеру. По мере нагрева пласта выше минимально необходимой температуры (для высоковязкой нефти - 150°С) произвели совместную закачку пара и 70 м3 40% водного раствора карбамида в пропорции к пару 8:1, продолжили закачку пара, одновременно с паром закачали 56 м3 углеводородного растворителя - абсорбент ТУ 38.103349-85, продолжили закачку пара. После получения эффекта и снижения дебита по скважине до исходного, процесс попеременной закачки реагентов с паром и пара повторили.In the experimental section of the Ashalchinsky high-viscosity oil field, located at a depth of 90 m, represented by heterogeneous formations with a thickness of 20-30 m with a temperature of 8 ° C, a pressure of 0.5 MPa, an oil saturation of 0.70 units, a porosity of 30%, and permeability 2, 65 μm 2 , with oil having a density of 960 kg / m 3 and a viscosity of 22,000 mPa · s, a pair of horizontal wells were drilled: injection 6 and production (not indicated in the drawing), the horizontal sections of the filters of which are placed parallel to each other in the vertical plane of the productive layer. During the production of high-viscosity oil, steam was injected into the injection well, which, propagating upward, created an increasing in size steam chamber. As the formation was heated above the minimum required temperature (for highly viscous oil - 150 ° C), steam and 70 m 3 of a 40% aqueous urea solution were injected in a ratio of 8: 1 to the steam, the steam was continued to be injected, and 56 m 3 of hydrocarbon were pumped simultaneously with the steam solvent - absorbent TU 38.103349-85, continued the injection of steam. After obtaining the effect and reducing the production rate in the well to the initial one, the process of alternating injection of reagents with steam and steam was repeated.

Результаты показали, что эффективность предлагаемого способа выше: максимально достигаемый коэффициент нефтеотдачи больше на 7%, полученный максимальный дебит нефти составил 29 т/сут против 22 т/сут, при котором в пласт закачивается только один пар. После ряда проведенных циклов закачки реагентов и снижения эффекта до дебита 23 т/сут обработку скважины прекратили и перевели под постоянную закачку пара.The results showed that the effectiveness of the proposed method is higher: the maximum oil recovery coefficient is 7% higher, the maximum oil production rate obtained was 29 tons / day versus 22 tons / day, in which only one steam is injected into the formation. After a number of cycles of reagent injection and reduction of the effect to a flow rate of 23 tons / day, the treatment of the well was stopped and transferred to a constant injection of steam.

Таким образом, в отличие от применения технологии закачки одного пара в горизонтальную нагнетательную скважину, предложенный способ разработки залежи высоковязкой нефти позволяет получить более высокий дебит нефти со скважины, увеличить коэффициент нефтеотдачи.Thus, in contrast to the application of the technology of injecting one pair into a horizontal injection well, the proposed method for developing a highly viscous oil deposit allows one to obtain a higher oil production rate from the well and increase the oil recovery coefficient.

Claims (1)

Способ разработки залежей сверхвязких нефтей, включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя в нагнетательную скважину с поддержанием температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода пар - углеводородный растворитель и последующий отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что совместно с закачкой пара закачивают 20-40%-ный водный раствор карбамида из расчета 12-15 т на 100 м горизонтального ствола скважины в пропорции к пару 8:1, затем закачивают пар до восстановления температуры в пласте не менее 150°С, далее закачивают пар с углеводородным растворителем, объем которого выбирают исходя из формулы
Figure 00000003

где m - коэффициент пористости, д. ед.;
L - длина работающей части пласта (выделенная на основе данных геофизических исследований (ГИС), м;
Н - высота паровой камеры, м;
после закачки углеводородного растворителя с паром переходят на закачку пара, пока дебит в добывающей скважине не снизится до значения, предшествующего началу обработки залежи раствором карбамида и углеводородным растворителем с паром в данной скважине, после чего обработку залежи периодически повторяют, пока прирост дебита в добывающей скважине не будет меньше на 10% от значения, предшествующего началу обработки залежи. A method for developing deposits of super-viscous oils, including injecting steam into the formation, heating the formation with the creation of a steam chamber, joint injection of steam and a hydrocarbon solvent into an injection well with maintaining the temperature in the steam chamber not lower than the temperature of the phase transition of the vapor — hydrocarbon solvent and subsequent selection of products from the producing well characterized in that, together with the injection of steam, a 20-40% aqueous urea solution is pumped at a rate of 12-15 tons per 100 m of the horizontal wellbore in proportion to the steam 8: 1, then steam is injected until the temperature in the reservoir is restored to at least 150 ° C, then steam is injected with a hydrocarbon solvent, the volume of which is selected based on the formula
Figure 00000003

where m is the coefficient of porosity, d.
L is the length of the working part of the reservoir (isolated on the basis of geophysical research (GIS) data, m;
H - the height of the steam chamber, m;
after the injection of a hydrocarbon solvent with steam, it is transferred to the steam injection until the production rate in the production well decreases to the value preceding the beginning of the treatment of the deposit with a urea solution and the hydrocarbon solvent with steam in this well, after which the treatment of the reservoir is periodically repeated until the production rate in the production well increases will be less than 10% of the value preceding the start of processing deposits.
RU2011123053/03A 2011-06-07 2011-06-07 Method of developing deposits of high- and super-high viscosity oil RU2470149C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011123053/03A RU2470149C1 (en) 2011-06-07 2011-06-07 Method of developing deposits of high- and super-high viscosity oil

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011123053/03A RU2470149C1 (en) 2011-06-07 2011-06-07 Method of developing deposits of high- and super-high viscosity oil

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2470149C1 true RU2470149C1 (en) 2012-12-20

Family

ID=49256559

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011123053/03A RU2470149C1 (en) 2011-06-07 2011-06-07 Method of developing deposits of high- and super-high viscosity oil

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2470149C1 (en)

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2550635C1 (en) * 2014-04-22 2015-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method for high-viscosity oil or bitumen field
RU2555713C1 (en) * 2014-06-03 2015-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen
RU2560036C1 (en) * 2014-07-04 2015-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of development of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method of huff-and-puff impact on formation
RU2599994C1 (en) * 2015-08-28 2016-10-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir
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
RU2688713C1 (en) * 2018-07-25 2019-05-22 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of super-viscous oil deposit by steam-gravity drainage together with solvent
RU2720632C1 (en) * 2019-03-01 2020-05-12 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of super-viscous oil deposit
RU2733636C1 (en) * 2020-03-27 2020-10-05 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity oil and / or bitumen deposit by cyclic effect on formation
RU2816143C1 (en) * 2023-09-08 2024-03-26 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of superviscous oil deposit using paired horizontal wells

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2030568C1 (en) * 1992-01-09 1995-03-10 Александр Константинович Шевченко Method for thermochemical treatment of bottom-hole formation zone
CA2342955A1 (en) * 2001-04-04 2002-10-04 Roland P. Leaute Liquid addition to steam for enhancing recovery of cyclic steam stimulation or laser-css
RU2360104C2 (en) * 2007-09-20 2009-06-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of development of deposit of high viscous oil or bitumen
RU2361074C2 (en) * 2007-04-09 2009-07-10 Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук Procedure for development of deposits of high viscous oil (versions)
RU2387818C1 (en) * 2009-03-04 2010-04-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method to develop low-gravity high-viscosity oils

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2030568C1 (en) * 1992-01-09 1995-03-10 Александр Константинович Шевченко Method for thermochemical treatment of bottom-hole formation zone
CA2342955A1 (en) * 2001-04-04 2002-10-04 Roland P. Leaute Liquid addition to steam for enhancing recovery of cyclic steam stimulation or laser-css
RU2361074C2 (en) * 2007-04-09 2009-07-10 Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук Procedure for development of deposits of high viscous oil (versions)
RU2360104C2 (en) * 2007-09-20 2009-06-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of development of deposit of high viscous oil or bitumen
RU2387818C1 (en) * 2009-03-04 2010-04-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method to develop low-gravity high-viscosity oils

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
РАБИНОВИЧ В.А. и др. Краткий химический справочник. - Л.: Химия, 1977, с.336, 337. *

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2550635C1 (en) * 2014-04-22 2015-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method for high-viscosity oil or bitumen field
RU2555713C1 (en) * 2014-06-03 2015-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen
RU2560036C1 (en) * 2014-07-04 2015-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of development of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method of huff-and-puff impact on formation
RU2599994C1 (en) * 2015-08-28 2016-10-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir
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
RU2688713C1 (en) * 2018-07-25 2019-05-22 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of super-viscous oil deposit by steam-gravity drainage together with solvent
RU2720632C1 (en) * 2019-03-01 2020-05-12 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of super-viscous oil deposit
RU2733636C1 (en) * 2020-03-27 2020-10-05 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity oil and / or bitumen deposit by cyclic effect on formation
RU2816143C1 (en) * 2023-09-08 2024-03-26 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of superviscous oil deposit using paired horizontal wells

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2470149C1 (en) Method of developing deposits of high- and super-high viscosity oil
US8167040B2 (en) In situ combustion in gas over bitumen formations
RU2387818C1 (en) Method to develop low-gravity high-viscosity oils
US10961436B2 (en) Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions
EA202192096A1 (en) TECHNOLOGY TO REDUCE WATER CUT AND INCREASE OIL PRODUCTION BY FILLING OIL AND GAS PRODUCING WELLS FOR CRACKED DEPOSITS WITH SEALING PARTICLES
MX2011003125A (en) Method for recovering heavy/viscous oils from a subterranean formation.
Altunina et al. Synergism of physicochemical and thermal methods intended to improve oil recovery from high-viscosity oil pools
RU2555713C1 (en) Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen
RU2673934C1 (en) Method for developing reservoir of super-viscous oil by heat methods in late stage
Kuvshinov et al. Field experience of thermotropic compositions application for enhanced oil recovery (Russian)
RU2550635C1 (en) Development method for high-viscosity oil or bitumen field
Yaskin et al. Geological and technological justification of the bottom-hole zone treatment of wells and formations of the Langepas group of fields
RU2560036C1 (en) Method of development of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method of huff-and-puff impact on formation
RU2597039C1 (en) Method of heavy oil deposit development
RU2663530C1 (en) Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells
RU2720632C1 (en) Development method of super-viscous oil deposit
RU2672272C2 (en) Method for developing super-viscous oil deposits
RU2625127C1 (en) Excavation method of high viscous oil deposits with gas cap
RU2816143C1 (en) Method for development of superviscous oil deposit using paired horizontal wells
RU2787489C1 (en) Method for treating a borehole for extracting petroleum, gas and condensate
Aleksandrov et al. An Evaluation of a thermochemical technique for increasing the productivity of oil-bearing beds and reduction of oil-deposit watering based on reactions of binary mixtures
RU2704684C1 (en) Method for production of high-technology oil and technological complex for its implementation
Vershinin et al. The thermal effect estimation of the bottomhole formation zone treatment by heat-producing binary mixtures (Russian)
CA2889464A1 (en) Hydrocarbon recovery process
Ganiev et al. Impact of waves on porous media and increase in oil recovery of beds