RU2481468C1 - Development method of high-viscous oil deposit - Google Patents
Development method of high-viscous oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2481468C1 RU2481468C1 RU2012131088/03A RU2012131088A RU2481468C1 RU 2481468 C1 RU2481468 C1 RU 2481468C1 RU 2012131088/03 A RU2012131088/03 A RU 2012131088/03A RU 2012131088 A RU2012131088 A RU 2012131088A RU 2481468 C1 RU2481468 C1 RU 2481468C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- horizontal
- wells
- oil
- bores
- drilled
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity oil.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа, включающий бурение первоочередных пилотных стволов для будущих добывающей и нагнетательной скважин со вскрытием продуктивного пласта. Осуществляют закачку воды, регистрацию изменения давления в стволе добывающей скважины, прекращение закачки воды после всплеска забойного давления, свидетельствующего о массивном строении продуктивного пласта в пределах рассматриваемого элемента разработки. Этот элемент разбуривают вертикальными и/или горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами с площадной системой их размещения. Забои или стволы скважин разносят таким образом, что добывающими скважинами вскрывают продуктивный пласт вблизи его кровли, а нагнетательными скважинами - выше или ниже водонефтяного контакта. Организуют вытеснение нефти в вертикальном направлении с режимом закачки рабочего агента, преимущественно воды, из условия, чтобы текущее пластовое давление в элементе разработки было не ниже начального пластового давления. При этом в нагнетательные скважины закачивают загущенную полимером воду из условия недопущения преждевременных прорывов рабочего агента к добывающим скважинам. По второму варианту забои или стволы скважин разносят таким образом, что на первом этапе добывающими скважинами вскрывают продуктивный пласт примерно в середине, а на втором этапе осуществляют забуривание боковых горизонтальных стволов вблизи кровли продуктивного пласта (Патент РФ №2297524, опубл. 2007.04.20).A known method of developing a reservoir of high-viscosity oil of massive type, including the drilling of priority pilot shafts for future production and injection wells with the opening of the reservoir. Water is injected, pressure changes in the wellbore are recorded, water is stopped after a surge in bottomhole pressure, indicating a massive structure of the reservoir within the considered development element. This element is drilled with vertical and / or horizontal producing and injection wells with an area system for their placement. Bottom faces or wellbores are distributed in such a way that producing wells open a productive formation near its roof, and injection wells - above or below the oil-water contact. Organize the displacement of oil in the vertical direction with the injection mode of the working agent, mainly water, from the condition that the current reservoir pressure in the development element is not lower than the initial reservoir pressure. At the same time, water thickened with polymer is pumped into injection wells in order to prevent premature breakthroughs of the working agent to production wells. According to the second embodiment, the bottom holes or wellbores are distributed in such a way that at the first stage, the producing formation is opened in the middle of the producing wells, and at the second stage, horizontal sidetracks are drilled near the top of the producing formation (RF Patent No. 2297524, publ. 2007.04.20).
Известный способ применим для разработки залежи нефти относительно невысокой вязкости и не применим для разработки залежи высоковязкой нефти с вязкостью более 200 мПа·с.The known method is applicable for the development of oil deposits of relatively low viscosity and is not applicable for the development of deposits of high viscosity oil with a viscosity of more than 200 MPa · s.
Наиболее близким к предложенному способу по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа, включающий бурение скважин, закачку пара в чередовании с воздухом через выше расположенные нагнетательные скважины, отбор нефти через ниже расположенные добывающие скважины, выработку ступени залежи и дальнейшую разработку по ступеням сверху вниз по залежи аналогичным образом до выработки залежи. В качестве скважин используют горизонтальные скважины, при разработке ступени залежи добывающие горизонтальные скважины размещают в подошве ступени параллельно под нагнетательными горизонтальными скважинами, при выработке залежи по ступеням сверху вниз интервал каждой ступени назначают порядка 20-50 м, на первой ступени используют теплоноситель с максимально возможной температурой порядка 250-320°C, от ступени к ступени уменьшают температуру теплоносителя на 30-60°C, при этом на нижней ступени поддерживают температуру теплоносителя не ниже 100°C (Патент РФ №2334096, опубл. - прототип).Closest to the proposed method in technical essence is a method of developing a highly viscous oil deposit of a massive type, including drilling wells, injecting steam in alternation with air through upstream injection wells, taking oil through downstream production wells, developing a reservoir stage and further developing upstairs down the deposit in the same way until the development of the deposit. Horizontal wells are used as wells, when developing a stage of a deposit, producing horizontal wells are placed at the bottom of the stage parallel to the injection horizontal wells, when developing a deposit by steps from top to bottom, the interval of each stage is assigned about 20-50 m, and the coolant with the highest possible temperature is used in the first stage of the order of 250-320 ° C, from step to step, reduce the temperature of the coolant by 30-60 ° C, while at the lower stage maintain the temperature of the coolant is not lower 100 ° C (RF Patent №2334096, publ -. Prototype).
Известный способ не обладает высокой нефтеотдачей вследствие того, что нижние добывающие горизонтальные скважины проведены без учета изменяющегося положения водонефтяного контакта, расположены частично в зоне водонефтяного контакта.The known method does not have high oil recovery due to the fact that the lower producing horizontal wells are carried out without taking into account the changing position of the oil-water contact, partially located in the zone of oil-water contact.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем проводку горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин попарно параллельно друг другу одна над другой, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, согласно изобретению, перед проводкой пар горизонтальных скважин вдоль будущих горизонтальных стволов бурят вертикальные разведочные скважины попеременно с одной и с другой стороны на расстоянии 10-30 м в плане от будущей траектории горизонтальных стволов с расстоянием между вертикальными разведочными скважинами 80-120 м, посредством разведочных скважин определяют профиль залегания продуктивного нефтяного горизонта и профиль водонефтяного контакта, ликвидируют вертикальные разведочные скважины, проводку нижнего горизонтального ствола добывающей скважины выполняют над водонефтяным контактом, на залежи намечают проводку последующих горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин преимущественно параллельно пробуренным горизонтальным стволам, при проводке последующих горизонтальных стволов выполняют операции как при проводке первых стволов с расположением последующих стволов преимущественно параллельно на расстоянии от пробуренных горизонтальных стволов 80-120 м.The problem is solved in that in a method for developing a highly viscous oil deposit, including conducting horizontal production and injection wells in pairs parallel to each other, one above the other, pumping coolant through injection wells and selecting products through production wells, according to the invention, before pairing of horizontal wells along future horizontal vertical exploration wells are drilled from the shafts alternately from one and the other side at a distance of 10-30 m in plan from the future trajectory of horizontal oxen with a distance between vertical exploratory wells of 80-120 m, through exploratory wells determine the profile of the productive oil horizon and the profile of the oil-water contact, eliminate vertical exploration wells, conduct the lower horizontal trunk of the production well above the oil-water contact, and the subsequent horizontal production wells are planned to be deposited and injection wells, mainly parallel to the drilled horizontal shafts, when posting the next General horizontal trunks perform operations as when posting the first trunks with the location of subsequent trunks mainly parallel to the distance from the drilled horizontal trunks of 80-120 m.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке залежи высоковязкой нефти при проводке горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин имеется необходимость проводки нижних горизонтальных стволов добывающих скважин ближе к водонефтяному контакту для наибольшего охвата залежи воздействием. В то же время существует опасность проводки горизонтального ствола ниже или в самой зоне водонефтяного контакта, начальным обводнением добываемой продукции и снижением нефтеотдачи залежи. Часто эта опасность усугубляется непостоянным уровнем водонефтяного контакта. Чрезмерный отход от водонефтяного контакта вверх обеспечивает отсутствие обводненности добываемой продукции на начальной стадии разработки, однако при этом резко снижается нефтеотдача залежи из-за недостаточного охвата залежи воздействием. Существующие способы определения положения водонефтяного контакта, например, геофизическими методами дают весьма приближенную картину положения водонефтяного контакта и не способны обеспечить необходимыми сведениями перед бурением горизонтальных стволов. В предложенном изобретении решается задача повышения точности определения водонефтяного контакта, вследствие этого, проводки горизонтальных стволов над водонефтяным контактом и увеличения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.When developing a highly viscous oil deposit when laying horizontal shafts of production and injection wells, there is a need to put lower horizontal shafts of producing wells closer to the oil-water contact for the greatest impact coverage of the reservoir. At the same time, there is a risk of a horizontal wellbore below or in the zone of oil-water contact, initial flooding of the produced products and a decrease in the oil recovery of the reservoir. Often this danger is exacerbated by a variable level of oil-water contact. Excessive departure from the oil-water contact up ensures that there is no water cut of the extracted products at the initial stage of development, however, the oil recovery of the reservoir is sharply reduced due to insufficient coverage of the reservoir with exposure. Existing methods for determining the position of the oil-water contact, for example, by geophysical methods give a very approximate picture of the position of the oil-water contact and are not able to provide the necessary information before drilling horizontal shafts. The proposed invention solves the problem of increasing the accuracy of determining the oil-water contact, as a result of which, horizontal wiring above the oil-water contact and increasing the oil recovery of the reservoir. The problem is solved as follows.
При разработке залежи высоковязкой нефти выполняют проводку горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин попарно параллельно друг другу одна над другой, закачку теплоносителя через верхние нагнетательные скважины и отбор продукции через нижние добывающие скважины. Перед проводкой пар горизонтальных скважин вдоль будущих горизонтальных стволов бурят вертикальные разведочные скважины попеременно с одной и с другой стороны на расстоянии 10-30 м в плане от будущей траектории горизонтальных стволов с расстоянием между вертикальными разведочными скважинами вдоль направления будущих горизонтальных стволов скважин 80-120 м. Посредством разведочных скважин определяют профиль залегания продуктивного нефтяного горизонта и профиль водонефтяного контакта. После получения необходимых сведений ликвидируют вертикальные разведочные скважины, например, заливкой цементным раствором. Проводку нижнего горизонтального ствола добывающей скважины выполняют над водонефтяным контактом. На залежи намечают проводку последующих горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин преимущественно параллельно пробуренным горизонтальным стволам. При проводке последующих горизонтальных стволов выполняют операции как при проводке первых стволов с расположением последующих стволов преимущественно параллельно на расстоянии от пробуренных горизонтальных стволов 80-120 м.When developing a highly viscous oil deposit, horizontal production and injection wells are paired parallel to each other one above the other, coolant is pumped through the upper injection wells and production is taken through the lower production wells. Before posting pairs of horizontal wells along future horizontal shafts, vertical exploratory wells are drilled alternately from one and on the other hand at a distance of 10-30 m in plan from the future trajectory of horizontal shafts with a distance between future exploratory wells along the direction of future horizontal well shafts of 80-120 m. Through exploratory wells determine the profile of the productive oil horizon and the profile of the oil-water contact. After obtaining the necessary information, vertical exploration wells are liquidated, for example, by pouring cement. Posting of the lower horizontal wellbore of the producing well is performed over the oil-water contact. The subsequent horizontal shafts of production and injection wells are planned to be deposited in the deposits, mainly parallel to the drilled horizontal shafts. When posting subsequent horizontal trunks, operations are performed as when posting the first trunks with the location of subsequent trunks mainly parallel to the distance from the drilled horizontal trunks of 80-120 m.
На фиг.1 представлено расположение на залежи вертикальных разведочных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин. На фиг.1 обозначены: 1 - направление будущих горизонтальных стволов скважин, 2 - вертикальные разведочные скважины, А - расстояние между вертикальными разведочными скважинами вдоль направления будущих горизонтальных стволов скважин, равное 80-120 м, В - расстояние в плане от будущей траектории горизонтальных стволов до вертикальных разведочных скважин, равное 10-30 м, С - расстояние между горизонтальными стволами скважин, равное 80-120 м.Figure 1 shows the location of vertical exploration and horizontal production and injection wells on the deposits. Figure 1 shows: 1 - the direction of future horizontal wellbores, 2 - vertical exploratory wells, A - the distance between vertical exploratory wells along the direction of future horizontal wellbores, equal to 80-120 m, B - the distance in plan from the future trajectory of horizontal wells to vertical exploratory wells, equal to 10-30 m, C - the distance between horizontal wellbores, equal to 80-120 m.
Как показывает практика, указанные количественные значения достаточны для точного определения параметром залежи вдоль горизонтальных стволов. Меньшие значения не повышают точности определения, а лишь удорожают производство, большие значения могут привести к ошибкам в определении свойств залежи. Весьма существенным является также то, что все вертикальные разведочные скважины после установления свойств залежи ликвидируют. Ликвидация скважин необходима для исключения выбросов пара и нагретой нефти через эти скважины на поверхность, т.к. при столь малых расстояниях от горизонтальных стволов до вертикальных разведочных скважин возможен прорыв теплоносителя к последним и подъем по вертикальным скважинам.As practice shows, these quantitative values are sufficient for accurate determination by the parameter of the deposit along horizontal trunks. Smaller values do not increase the accuracy of determination, but only increase the cost of production; large values can lead to errors in determining the properties of the deposit. It is also very significant that all vertical exploratory wells, after establishing the properties of the reservoir, are liquidated. Liquidation of wells is necessary to exclude emissions of steam and heated oil through these wells to the surface, as at such small distances from horizontal shafts to vertical exploratory wells, it is possible to break through the coolant to the latter and climb vertical wells.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разрабатывают залежь высоковязкой нефти со следующими характеристиками: средняя глубина залегания 81,2 м, средняя толщина 20,2 м, проницаемость 2,66 мм2, коэффициент песчанистости 0,94, пластовая температура 8°C, пластовое давление 0,44 МПа, плотность нефти в пластовых условиях 0,965 т/м3, вязкость нефти в пластовых условиях 12206 мПа·с. Отметка водонефтяного контакта не определена.A highly viscous oil reservoir is developed with the following characteristics: average depth of 81.2 m, average thickness of 20.2 m, permeability 2.66 mm 2 , sand factor 0.94, reservoir temperature 8 ° C, reservoir pressure 0.44 MPa, density oil in reservoir conditions 0.965 t / m 3 , the viscosity of oil in reservoir conditions 12206 MPa · s. The oil-water contact mark is not defined.
Залежь разрабатывают добывающими и нагнетательными скважинами с горизонтальными стволами, расположенными друг над другом. Закачивают теплоноситель - пар в расположенные сверху горизонтальные стволы нагнетательных скважин и отбирают пластовую продукцию из расположенных снизу горизонтальных стволов добывающих скважин.The deposit is developed by producing and injection wells with horizontal shafts located one above the other. The coolant - steam is pumped into the horizontal wells of the injection wells located above and the formation products are taken from the horizontal wells of the production wells located below.
Залежь имеет неровный водонефтяной контакт, меняющийся по высоте от участка к участку. При проводке горизонтальных стволов добывающих скважин нередко попадают в водяную зону там, где ее не ожидают. Для исключения таких случаев выполняют следующие мероприятия.The deposit has an uneven oil-water contact, varying in height from site to site. When laying horizontal shafts of producing wells, they often fall into the water zone where they are not expected. To exclude such cases, the following activities are performed.
Горизонтальные стволы располагают на залежи на расстоянии 80-120 м друг от друга. Перед проводкой пар горизонтальных скважин вдоль будущих горизонтальных стволов бурят вертикальные разведочные скважины попеременно с одной и с другой стороны на расстоянии от 10 до 30 м в плане от будущей траектории горизонтальных стволов с расстоянием между вертикальными разведочными скважинами вдоль направления будущих горизонтальных стволов скважин от 80 до 120 м. Посредством разведочных скважин определяют профиль залегания продуктивного нефтяного горизонта и профиль водонефтяного контакта. Получают, что максимальная высота поднятия водонефтяного контакта составляет 5 м от подошвы продуктивного пласта. Ликвидируют вертикальные разведочные скважины установкой цементного моста на всю глубину скважины. Проводку нижнего горизонтального ствола добывающей скважины выполняют над максимальной высотой поднятия водонефтяного контакта на расстоянии от подошвы продуктивного пласта 12 м. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины проводят над горизонтальным стволом добывающей скважины на расстоянии 6 м. На залежи намечают проводку последующих горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин преимущественно параллельно пробуренным горизонтальным стволам. При проводке последующих горизонтальных стволов выполняют операции как при проводке первых стволов с расположением последующих стволов преимущественно параллельно на расстоянии от пробуренных горизонтальных стволов 80-120 м.Horizontal trunks are located on deposits at a distance of 80-120 m from each other. Before posting pairs of horizontal wells along future horizontal shafts, vertical exploratory wells are drilled alternately from one and on the other hand at a distance of 10 to 30 m in plan from the future trajectory of horizontal shafts with a distance between vertical exploratory wells along the direction of future horizontal well shafts from 80 to 120 m. Through exploratory wells determine the profile of the productive oil horizon and the profile of the oil-water contact. It turns out that the maximum elevation of the oil-water contact is 5 m from the bottom of the reservoir. Vertical exploration wells are being liquidated by installing a cement bridge to the entire depth of the well. The lower horizontal wellbore of the producing well is drilled above the maximum height of the oil-water contact at a distance from the bottom of the producing formation 12 m. The horizontal well of the injection well is carried out above the horizontal well of the producing well at a distance of 6 m. The subsequent horizontal shafts of producing and injecting wells are planned to be deposited mainly parallel drilled horizontal trunks. When posting subsequent horizontal trunks, operations are performed as when posting the first trunks with the location of subsequent trunks mainly parallel to the distance from the drilled horizontal trunks of 80-120 m.
В результате разработки удается избежать начального обводнения добываемой продукции, продлить безводный период и повысить нефтеотдачу залежи на 5%.As a result of the development, it is possible to avoid the initial watering of the extracted products, to extend the anhydrous period and increase the oil recovery by 5%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.The application of the proposed method will improve oil recovery deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012131088/03A RU2481468C1 (en) | 2012-07-23 | 2012-07-23 | Development method of high-viscous oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012131088/03A RU2481468C1 (en) | 2012-07-23 | 2012-07-23 | Development method of high-viscous oil deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2481468C1 true RU2481468C1 (en) | 2013-05-10 |
Family
ID=48789540
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012131088/03A RU2481468C1 (en) | 2012-07-23 | 2012-07-23 | Development method of high-viscous oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2481468C1 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2597041C1 (en) * | 2015-08-20 | 2016-09-10 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
| RU2597040C1 (en) * | 2015-07-28 | 2016-09-10 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
| RU2599676C1 (en) * | 2015-08-28 | 2016-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
| RU2615554C1 (en) * | 2016-04-12 | 2017-04-05 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Method of hydrocarbon fluid pool development under thermal stimulation |
| RU2646904C1 (en) * | 2017-06-07 | 2018-03-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil or bitumen field |
| RU2663532C1 (en) * | 2017-10-23 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity oil |
| RU2675115C1 (en) * | 2017-10-23 | 2018-12-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity oil |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2085715C1 (en) * | 1994-07-18 | 1997-07-27 | Гамбар Закиевич Закиев | Method for development of high-viscous oil and bitumen deposits |
| RU2305762C1 (en) * | 2006-02-09 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for viscous oil or bitumen deposit field development |
| WO2008011704A1 (en) * | 2006-07-24 | 2008-01-31 | Uti Limited Partnership | In situ heavy oil and bitumen recovery process |
| RU2334096C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of massive type high-viscosity oil pool development |
| RU2350747C1 (en) * | 2007-06-18 | 2009-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development |
| RU2363839C1 (en) * | 2008-02-13 | 2009-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of high viscous oil deposits |
| RU2398104C2 (en) * | 2008-08-07 | 2010-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефтепром-Зюзеевнефть" | Method for development of high-viscosity oil deposits |
| CN102392625A (en) * | 2011-11-29 | 2012-03-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | Gravity water drainage assisted oil recovery method and oil recovery system |
-
2012
- 2012-07-23 RU RU2012131088/03A patent/RU2481468C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2085715C1 (en) * | 1994-07-18 | 1997-07-27 | Гамбар Закиевич Закиев | Method for development of high-viscous oil and bitumen deposits |
| RU2305762C1 (en) * | 2006-02-09 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for viscous oil or bitumen deposit field development |
| WO2008011704A1 (en) * | 2006-07-24 | 2008-01-31 | Uti Limited Partnership | In situ heavy oil and bitumen recovery process |
| RU2350747C1 (en) * | 2007-06-18 | 2009-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development |
| RU2334096C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of massive type high-viscosity oil pool development |
| RU2363839C1 (en) * | 2008-02-13 | 2009-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of high viscous oil deposits |
| RU2398104C2 (en) * | 2008-08-07 | 2010-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефтепром-Зюзеевнефть" | Method for development of high-viscosity oil deposits |
| CN102392625A (en) * | 2011-11-29 | 2012-03-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | Gravity water drainage assisted oil recovery method and oil recovery system |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2597040C1 (en) * | 2015-07-28 | 2016-09-10 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
| RU2597041C1 (en) * | 2015-08-20 | 2016-09-10 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
| RU2599676C1 (en) * | 2015-08-28 | 2016-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
| RU2615554C1 (en) * | 2016-04-12 | 2017-04-05 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Method of hydrocarbon fluid pool development under thermal stimulation |
| RU2646904C1 (en) * | 2017-06-07 | 2018-03-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil or bitumen field |
| RU2663532C1 (en) * | 2017-10-23 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity oil |
| RU2675115C1 (en) * | 2017-10-23 | 2018-12-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity oil |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2481468C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit | |
| RU2334096C1 (en) | Method of massive type high-viscosity oil pool development | |
| RU2663532C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
| Shen | SAGD for heavy oil recovery | |
| RU2578137C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit | |
| RU2567918C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| US10400561B2 (en) | Method for accelerating heavy oil production | |
| RU2513484C1 (en) | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2675115C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2334098C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| CA3046523C (en) | System and method for sagd inter-well management and pseudo infill optimization scheme | |
| RU2283947C1 (en) | Method for oil pool development with horizontal wells | |
| RU2443855C1 (en) | Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity | |
| RU2447272C1 (en) | Method of massive deposit development | |
| RU2555163C1 (en) | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2720725C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit | |
| RU2679423C1 (en) | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals | |
| RU2652245C1 (en) | Method for developing the bituminous oil deposit | |
| RU2610485C1 (en) | Method of developing oil and gas deposits | |
| RU2486335C1 (en) | Method of development for ultraviscous oil deposits with thermal influence | |
| RU2464414C1 (en) | Method of developing multi-bed massive oil deposit | |
| RU2623407C1 (en) | Method of bitumen field development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190724 |