RU2494240C1 - Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumens - Google Patents

Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumens Download PDF

Info

Publication number
RU2494240C1
RU2494240C1 RU2012114567/03A RU2012114567A RU2494240C1 RU 2494240 C1 RU2494240 C1 RU 2494240C1 RU 2012114567/03 A RU2012114567/03 A RU 2012114567/03A RU 2012114567 A RU2012114567 A RU 2012114567A RU 2494240 C1 RU2494240 C1 RU 2494240C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
horizontal
injection
wells
production
Prior art date
Application number
RU2012114567/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Раис Салихович Хисамов
Рашит Газнавиевич Рамазанов
Зарина Салаватовна Идиятуллина
Александр Иванович Арзамасцев
Лилия Рафагатовна Оснос
Александр Владиславович Федоров
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 RU2012114567/03A priority Critical patent/RU2494240C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2494240C1 publication Critical patent/RU2494240C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: development method of deposits of high-viscosity oil or bitumens involves drilling of injection and production horizontal wells with location of a working face of an injection well above middle part of horizontal production well, pumping of heat carrier through injection wells, extraction of product through production horizontal wells with monitoring of the product temperature; when allowable temperature is exceeded, a packer is installed and its further transfer in a production well for extraction in a section of horizontal shaft with lower temperature. An injection well is drilled above a production well in its direction. Horizontal section of production well is drilled with packing of perforation holes from the head to the working face, and section of injection well is drilled from the working face to the head. A packer is installed after break of heat carrier from injection well to production well with creation of hydrodynamic communication between those wells for cutout of heat carrier break section. At further break of heat carrier from injection well to production well above the installed packer, it is reinstalled in series above heat carrier break sections.
EFFECT: increasing oil recovery of a formation, increasing the coverage range of the formation with an agent influencing due to enlarging the formation warm-up zone.
1 ex, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти или битумов.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity oil or bitumen.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2434127, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №35 от 20.11.2011 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины. Двухустьевую горизонтальную добывающую скважину бурят с использованием одного отклонителя вблизи подошвы продуктивного пласта, а вертикальную нагнетательную скважину - с расположением забоя над средней частью горизонтального участка добывающей скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, при этом продуктивный пласт условно делят на несколько зон с разными температурными режимами, при закачке теплоносителя по мере прогрева пласта и при достижении предельной обводненности продукции скважин отбор начинают с нижней, более прогретой зоны, после достижения продукции температуры 80-90% от температуры прорыва отбор переносят в зоны более низких температур, изолируя зоны с высокой температурой, близкой к температуре прорыва, глухими пакерами, при повышении температуры в новых зонах отбора зоны отбора перемещают в более холодные зоны с отсечением высокотемпературных зон глухими пакерами, а при снижении температуры до уменьшения текучести ниже необходимого значения зоны отбора переносят в зоны с более высокими температурами, которые ниже 70% температуры прорыва, а пакеры извлекают.There is a known method of developing a highly viscous oil deposit (patent RU No. 2434127, IPC ЕВВ 43/24, publ. Bull. No. 35 of November 20, 2011), including drilling vertical injection and producing horizontal wells, pumping coolant through injection wells, and selecting products through producing horizontal wells. A two-mouth horizontal production well is drilled using one diverter near the bottom of the productive formation, and a vertical injection well is installed with a bottom located above the middle part of the horizontal section of the production well at a distance that excludes coolant breakthrough, while the productive formation is conventionally divided into several zones with different temperature conditions, when the coolant is injected as the reservoir warms up and when the maximum water cut of the well production is reached, the selection begins with a lower, more f heated zone, after reaching a production temperature of 80-90% of the breakthrough temperature, selection is transferred to lower temperature zones, isolating zones with a high temperature close to the breakthrough temperature by deaf packers, when the temperature rises in new selection zones, the selection zones are moved to colder zones with high-temperature zones being cut off by deaf packers, and when the temperature drops to a decrease in yield below the required value, the selection zones are transferred to zones with higher temperatures, which are below 70% of the breakthrough temperature and the packers are retrieving.

Недостатками способа являются сложность в строительстве двухустьевой горизонтальной скважины, увеличение затрат на строительство скважин для организации теплового воздействия.The disadvantages of the method are the difficulty in building a double-well horizontal well, an increase in the cost of building wells for organizing heat exposure.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битумов (патент RU №2334095, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №26 от 20.09.2008 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, горизонтальный ствол перфорируют, выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing a deposit of highly viscous oil or bitumen (patent RU No. 2334095, IPC ЕВВ 43/24, publ. Bull. No. 26 from 09/20/2008), including drilling vertical injection wells and horizontal producing wells, injection of a working agent through injection wells and oil extraction through production wells. The horizontal wellbore of the production well is carried out 1.5-2.5 m above the bottom of the productive formation, the horizontal well is perforated, the bottom of the vertical injection well, perforated in the interval 0.5- above, is placed 3.5-4.5 m above the horizontal well of the well, 1.5 m from the bottom, the vertical injection well is placed from the vertical wellbore of the producing well at a distance greater than 2/3 of the length of the horizontal section of the producing well, up to the end of the horizontal wellbore. ar in alternation with air.

Основным недостатком известного способа является низкая эффективность процесса вытеснения высоковязкой нефти из-за неравномерного прогрева пласта по всему интервалу горизонтального ствола агентом воздействия.The main disadvantage of this method is the low efficiency of the process of displacing highly viscous oil due to uneven heating of the reservoir throughout the horizontal bore interval by the exposure agent.

Техническими задачами настоящего изобретения являются повышение нефтеотдачи, увеличение охвата пласта агентом воздействия за счет увеличения зоны прогрева пласта теплоносителем.The technical objectives of the present invention are to increase oil recovery, increasing the coverage of the formation with an exposure agent by increasing the heating zone of the formation with a coolant.

Техническая задача решается способом разработки залежей высоковязкой нефти или битумов, включающим бурение нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин с расположением забоя нагнетательной скважины над средней частью горизонтальной добывающей скважины, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины с контролем температуры продукции, при превышении допустимой температуры установку пакера и последующий его перенос в добывающей скважине для отбора в участке горизонтального ствола с более низкой температурой.The technical problem is solved by the method of developing deposits of highly viscous oil or bitumen, including drilling injection and producing horizontal wells with the location of the bottom of the injection well above the middle part of the horizontal producing well, pumping coolant through the injection wells, selecting products through the producing horizontal wells with control of the product temperature, if the permissible temperature is exceeded temperature installation of the packer and its subsequent transfer in the production well for selection in the burn section an umbrella trunk with a lower temperature.

Новым является то, что нагнетательную скважину бурят над добывающей скважиной ей навстречу, причем горизонтальный участок добывающей скважины вскрывают с уплотнением перфорационных отверстий от устья к забою, а участок нагнетательной скважины - от забоя к устью, пакер устанавливают после прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую с возникновением гидродинамической связи между этими скважинами для отсечения участка прорыва теплоносителя, при последующем прорыве теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую над установленным пакером его последовательно переустанавливают выше участков прорыва теплоносителя.What is new is that the injection well is drilled towards the production well, and the horizontal section of the production well is opened with perforations from the mouth to the bottom, and the section of the injection well is from the bottom to the mouth, the packer is installed after the coolant breaks from the injection well into the production well the occurrence of a hydrodynamic connection between these wells to cut off the coolant breakthrough section, with the subsequent coolant breakthrough from the injection well into the producing w packer set above its sequentially higher portions repositioned coolant breakthrough.

Сущность изобретения.SUMMARY OF THE INVENTION

В предложенном способе решаются задачи снижения затрат на строительство горизонтальных скважин, повышения эффективности вытеснения высоковязкой нефти или битумов, увеличения нефтеизвлечения, повышения темпа отбора и прогрева пласта, увеличения охвата пласта тепловым воздействием по площади и вертикали.The proposed method solves the problem of reducing the cost of building horizontal wells, increasing the efficiency of displacement of highly viscous oil or bitumen, increasing oil recovery, increasing the rate of selection and heating of the formation, increasing the coverage of the formation by thermal effects in area and vertical.

На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа разработки залежей высоковязкой нефти или битумов, где:The drawing shows a diagram of the implementation of the proposed method for the development of deposits of high viscosity oil or bitumen, where:

1 - продуктивный пласт высоковязкой нефти или битумов; 2 - горизонтальная добывающая скважина; 3 - горизонтальная нагнетательная скважина; 4 - пакер, 5 - интервалы перфорации добывающей скважины, 6 - интервалы перфорации нагнетательной скважины.1 - productive layer of high viscosity oil or bitumen; 2 - horizontal production well; 3 - horizontal injection well; 4 - packer, 5 - intervals of perforation of the producing well, 6 - intervals of perforation of the injection well.

Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.

На залежи высоковязкой нефти или битумов 1 бурят как минимум одну добывающую горизонтальную скважину 2 длиной L2, равной 200-500 м, на расстоянии а от подошвы пласта 1 не менее 1 м и одну нагнетательную горизонтальную скважину 3 длиной L1 с расположением забоя над средней частью горизонтальной добывающей скважины на расстоянии 120-260 м от забоя горизонтальной скважины 2.At least one producing horizontal well 2 of length L 2 equal to 200-500 m at a distance a from the bottom of formation 1 of at least 1 m and one horizontal injection well 3 of length L 1 with a bottom face above the average are drilled on deposits of highly viscous oil or bitumen 1 part of a horizontal producing well at a distance of 120-260 m from the bottom of a horizontal well 2.

Нагнетательную скважину 3 бурят навстречу горизонтальной добывающей скважины 2 на расстоянии 6, равном не менее 6 м и исключающем прорыв теплоносителя между скважинами. Пласт однороден по площади и вертикали. Цементируют затрубное пространство, производят вторичное вскрытие 5, 6 пласта 1 на горизонтальных участках скважин 2, 3. При этом горизонтальный участок добывающей скважины вскрывают с уплотнением перфорационных отверстий 5 от устья скважины к забою, а участок нагнетательной скважины 3 с уплотнением перфорационных отверстий 6 от забоя к устью. Это способствует продвижению зоны прогрева скважинной продукции по всей длине горизонтального участка добывающей скважины 2.The injection well 3 is drilled towards the horizontal production well 2 at a distance of 6 equal to at least 6 m and eliminating the breakthrough of the coolant between the wells. The layer is uniform in area and vertical. Cement the annulus, produce a secondary opening 5, 6 of the formation 1 in the horizontal sections of the wells 2, 3. At the same time, the horizontal section of the production well is opened with perforation holes 5 sealed from the wellhead to the bottom, and the injection section 3 with perforated holes 6 sealed from the bottom to the mouth. This contributes to the advancement of the heating zone of the downhole products along the entire length of the horizontal section of the producing well 2.

Далее в нагнетательную скважину 3 закачивают теплоноситель. В качестве теплоносителя используют пар, горячую воду и т.д. Прогревают часть пласта 1 до 100-110°C по всей длине вскрытого участка продуктивного пласта 1, в результате чего между скважинами 2 и 3 возникает гидродинамическая связь.Next, coolant is pumped into the injection well 3. Steam, hot water, etc. are used as a heat carrier. Part of formation 1 is heated to 100-110 ° C along the entire length of the exposed section of productive formation 1, as a result of which a hydrodynamic connection arises between wells 2 and 3.

После прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающей скважине 2 устанавливают пакер 4 для отсечения участка прорыва теплоносителя.After the breakthrough of the coolant from the injection well 3, a packer 4 is installed in the producing well 2 to cut off the breakthrough section of the coolant.

В процессе закачки теплоносителя в области ствола нагнетательной скважины 3 образуется зона прогрева скважинной среды или «паровая камера» (на чертеже не показана), которая увеличивается в вертикальной плоскости по мере прогрева среды. Тепло от пара снижает вязкость тяжелой нефти или битума, способствует ее продвижению к стволу горизонтальной добывающей скважины 2. Закачку пара ведут до выработки зоны залежи вблизи нагнетательной скважины 3 по мере прогрева пласта 1, при резком снижении дебита скважины и при достижении предельной обводненности продукции скважин. В результате чего может произойти прорыв теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающую скважину 2. Для отсечения участка прорыва теплоносителя пакер 4 переустанавливают выше этого участка. При дальнейшем прорыве теплоносителя последовательность операций повторяют.In the process of pumping coolant in the borehole of the injection well 3, a zone for heating the well medium or a “steam chamber” (not shown) is formed, which increases in the vertical plane as the medium warms up. Heat from steam reduces the viscosity of heavy oil or bitumen, promotes its advancement to the horizontal well of the producing well 2. Steam is injected until a reservoir zone is developed near injection well 3 as the formation 1 warms up, with a sharp decrease in well production and when the maximum water cut of well production is reached. As a result, a breakthrough of the coolant from the injection well 3 into the producing well 2 may occur. To cut off the breakthrough section of the coolant, the packer 4 is reinstalled above this section. With a further breakthrough of the coolant, the sequence of operations is repeated.

Производят прогрев пласта и отбор продукции в этой зоне.Produce heating of the reservoir and selection of products in this zone.

Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.

Разрабатывают залежь высоковязкой нефти. На залежи имеется высокопродуктивная зона толщиной 50-60 м с температурой 8°C, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью - 0,70 д. ед., пористостью - 30%, проницаемостью - 0,4 мкм, плотностью нефти - 956 кг/м и вязкостью - 600 мПа·с.Develop a reservoir of high-viscosity oil. The reservoir has a highly productive zone 50-60 m thick with a temperature of 8 ° C, a pressure of 0.5 MPa, oil saturation of 0.70 units, porosity of 30%, permeability of 0.4 microns, oil density of 956 kg / m and a viscosity of 600 MPa · s.

На залежи высоковязкой нефти или битумов 1 бурят одну добывающую горизонтальную скважину 2 длиной L2, равной 300 м, на расстоянии а от подошвы пласта 1, равном 3 м, и одну нагнетательную горизонтальную скважину 3 длиной 150 м с расположением забоя над средней частью горизонтальной добывающей скважины 2 (80 м от забоя скважины 2).On a highly viscous oil or bitumen 1 deposit, one production horizontal well 2 of length L 2 of 300 m is drilled at a distance of 3 m from the bottom of formation 1 and one horizontal injection well 3 of 150 m length with a bottom located above the middle part of the horizontal production well 2 (80 m from the bottom of the well 2).

Нагнетательную скважину 3 бурят навстречу горизонтальной добывающей скважины 2 на расстоянии, равном 7 м, что исключает прорыв теплоносителя между скважинами. Цементируют затрубное пространство, производят вторичное вскрытие пласта 1 на горизонтальном участке скважины 3. Горизонтальный участок добывающей скважины 2 вскрывают с уплотнением перфорационных отверстий 5 от устья скважины 2 к забою: на призабойном участке произвели по три вскрытия кумулятивным перфоратором ПК-102, в средней части ствола скважины 2 - две установки, на участке со стороны устья - одну установку, обеспечив необходимую плотность отверстий.The injection well 3 is drilled towards the horizontal production well 2 at a distance of 7 m, which eliminates the breakthrough of the coolant between the wells. Cement the annular space, produce a second opening of the formation 1 in the horizontal section of the well 3. The horizontal section of the producing well 2 is opened with the perforation holes 5 sealed from the wellhead 2 to the bottom: three openings were made in the bottomhole section with a cumulative perforator PK-102, in the middle part of the trunk wells 2 - two installations, on the site from the mouth side - one installation, providing the required density of holes.

Участок нагнетательной скважины 3 вскрывают при помощи кумулятивного перфоратора ПК-102 с уплотнением перфорационных отверстий 6 от забоя к устью.The site of the injection well 3 is opened using a cumulative perforator PK-102 with a seal of the perforation holes 6 from the bottom to the mouth.

Далее в нагнетательную скважину 3 закачивают пар под давлением 2,5 МПа. Прогревают часть пласта 1 до 100°C по всей длине вскрытого участка продуктивного пласта 1, в результате чего между скважинами 2 и 3 возникает гидродинамическая связь.Next, steam is injected into the injection well 3 under a pressure of 2.5 MPa. Part of formation 1 is heated to 100 ° C along the entire length of the exposed section of productive formation 1, as a result of which a hydrodynamic connection arises between wells 2 and 3.

После прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающей скважине 2 на расстоянии 7-12 м от забоя скважины 2 устанавливают пакер 4 для отсечения участка прорыва теплоносителя.After the breakthrough of the coolant from the injection well 3 in the producing well 2 at a distance of 7-12 m from the bottom of the well 2, a packer 4 is installed to cut off the breakthrough section of the coolant.

В процессе закачки теплоносителя (пакер 4 установили на расстоянии 25 м от забоя скважины 2) в области ствола нагнетательной скважины 3 образуется зона прогрева скважинной среды или «паровая камера», которая увеличивается в вертикальной плоскости по мере прогрева среды. Закачку пара ведут до выработки зоны залежи вблизи нагнетательной скважины 3 по мере прогрева пласта 1, при резком снижении дебита скважины и при достижении предельной обводненности продукции скважин. В результате чего произошел прорыв теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающую скважину 2 на расстоянии 32-47 м от забоя скважины 2. Для отсечения участка прорыва теплоносителя пакер 4 переустанавливают выше этого участка. При прорыве теплоносителя на расстоянии 75-80 м от забоя скважины 2 пакер переустанавливают на расстоянии 90 м от забоя скважины 2.In the process of pumping coolant (packer 4 was installed at a distance of 25 m from the bottom of the well 2), a zone of heating of the well medium or “steam chamber” is formed in the region of the barrel of the injection well 3, which increases in the vertical plane as the medium warms up. Steam is injected until a deposit zone is developed near the injection well 3 as the formation 1 warms up, with a sharp decrease in the well flow rate and when the maximum water cut of the well production is reached. As a result, there was a breakthrough of the coolant from the injection well 3 into the producing well 2 at a distance of 32-47 m from the bottom of the well 2. To cut off the breakthrough section of the coolant, the packer 4 is reinstalled above this section. When the coolant breaks at a distance of 75-80 m from the bottom of the well 2, the packer is reinstalled at a distance of 90 m from the bottom of the well 2.

Производят прогрев пласта и отбор продукции в этой зоне. Пакер переустанавливают еще два раза на расстоянии 120 м и 160 м от забоя скважины 2.Produce heating of the reservoir and selection of products in this zone. The packer is reinstalled two more times at a distance of 120 m and 160 m from the bottom of the well 2.

Благодаря подаче теплоносителя в нагнетательную скважину 2 увеличивается охват пласта 4 воздействием, пласт равномерно вырабатывается по площади и вертикали и, как результат, повышается нефтеизвлечение. Темп отбора высоковязкой нефти за счет ускорения прогрева пласта увеличивается с 2,5 до 8% от извлекаемых запасов, затраты теплоносителя уменьшились на 30% по сравнению с прототипом.Due to the supply of coolant to the injection well 2, the coverage of the formation 4 is increased by the impact, the formation is uniformly produced in area and vertical and, as a result, the oil recovery is increased. The rate of selection of high-viscosity oil due to accelerated heating of the reservoir increases from 2.5 to 8% of the recoverable reserves, coolant costs decreased by 30% compared with the prototype.

Эксплуатация участка рассчитана до достижения проектной нефтеотдачи 0,6. В процессе отработки всего интервала увеличивается охват пласта воздействием, нефтеотдача увеличилась на 30%, снизились затраты на строительство дополнительных горизонтальных добывающих скважин, дополнительная добыча нефти составила 160 тыс. т нефти.The operation of the site is designed to achieve a design oil recovery of 0.6. During the development of the entire interval, the coverage of the formation with the impact increases, oil recovery increased by 30%, the cost of constructing additional horizontal production wells decreased, additional oil production amounted to 160 thousand tons of oil.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу пласта, увеличить охват пласта агентом воздействия за счет увеличения зоны прогрева пласта, что приведет к получению дополнительной добычи нефти.The application of the proposed method will increase oil recovery, increase the coverage of the formation with an impact agent by increasing the heating zone of the formation, which will lead to additional oil production.

Claims (1)

Способ разработки залежей высоковязкой нефти или битумов, включающий бурение нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин с расположением забоя нагнетательной скважины над средней частью горизонтальной добывающей скважины, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины с контролем температуры продукции, при превышении допустимой температуры установку пакера и последующий его перенос в добывающей скважине для отбора в участке горизонтального ствола с более низкой температурой, отличающийся тем, что нагнетательную скважину бурят над добывающей скважиной ей навстречу, причем горизонтальный участок добывающей скважины вскрывают с уплотнением перфорационных отверстий от устья к забою, а участок нагнетательной скважины - от забоя к устью, пакер устанавливают после прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую с возникновением гидродинамической связи между этими скважинами для отсечения участка прорыва теплоносителя, при последующем прорыве теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую над установленным пакером его последовательно переустанавливают выше участков прорыва теплоносителя. A method for developing deposits of high-viscosity oil or bitumen, including drilling injection and producing horizontal wells with the bottom of the injection well above the middle part of the horizontal producing well, pumping coolant through injection wells, selecting products through producing horizontal wells with monitoring the temperature of the product, if the packer is exceeded, the packer is installed and its subsequent transfer in the production well for selection in the section of the horizontal well from the bottom temperature, characterized in that the injection well is drilled above the production well towards it, and the horizontal section of the production well is opened with perforation seals from the mouth to the bottom, and the section of the injection well - from the bottom to the mouth, the packer is installed after the coolant breaks from the injection well into producing with the occurrence of a hydrodynamic connection between these wells to cut off the area of the breakthrough of the coolant, with the subsequent breakthrough of the coolant from the injection well Azhins in the mining one above the installed packer are subsequently reinstalled above the breakthrough areas of the coolant.
RU2012114567/03A 2012-04-12 2012-04-12 Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumens RU2494240C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012114567/03A RU2494240C1 (en) 2012-04-12 2012-04-12 Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumens

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012114567/03A RU2494240C1 (en) 2012-04-12 2012-04-12 Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumens

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2494240C1 true RU2494240C1 (en) 2013-09-27

Family

ID=49254086

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012114567/03A RU2494240C1 (en) 2012-04-12 2012-04-12 Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumens

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2494240C1 (en)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
RU2604073C1 (en) * 2015-11-16 2016-12-10 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВО КФУ) Method for development of hydrocarbon fluid deposits
RU2626845C1 (en) * 2016-05-04 2017-08-02 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина High-viscosity oil or bitumen recovery method, using hydraulic fractures
RU2686766C1 (en) * 2018-07-25 2019-04-30 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of development of high-viscosity and heavy oil deposit with thermal impact

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4460044A (en) * 1982-08-31 1984-07-17 Chevron Research Company Advancing heated annulus steam drive
RU2301328C1 (en) * 2005-11-30 2007-06-20 Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть) Method for highly-viscous oil production from horizontal well under reservoir treatment with heat
RU2334095C1 (en) * 2007-09-24 2008-09-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of high-viscosity oil pool development
RU2334098C1 (en) * 2007-09-24 2008-09-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of high-viscosity oil pool development
RU2339808C1 (en) * 2007-02-02 2008-11-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit
RU2339807C1 (en) * 2007-02-01 2008-11-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of extraction of heavy and high viscous hydrocarbons from undeground deposits
RU2407884C1 (en) * 2009-10-27 2010-12-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction
RU2434127C1 (en) * 2010-04-29 2011-11-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Procedure for development of heavy oil or bitumen deposit

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4460044A (en) * 1982-08-31 1984-07-17 Chevron Research Company Advancing heated annulus steam drive
RU2301328C1 (en) * 2005-11-30 2007-06-20 Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть) Method for highly-viscous oil production from horizontal well under reservoir treatment with heat
RU2339807C1 (en) * 2007-02-01 2008-11-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of extraction of heavy and high viscous hydrocarbons from undeground deposits
RU2339808C1 (en) * 2007-02-02 2008-11-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit
RU2334095C1 (en) * 2007-09-24 2008-09-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of high-viscosity oil pool development
RU2334098C1 (en) * 2007-09-24 2008-09-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of high-viscosity oil pool development
RU2407884C1 (en) * 2009-10-27 2010-12-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction
RU2434127C1 (en) * 2010-04-29 2011-11-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Procedure for development of heavy oil or bitumen deposit

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
RU2604073C1 (en) * 2015-11-16 2016-12-10 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВО КФУ) Method for development of hydrocarbon fluid deposits
RU2626845C1 (en) * 2016-05-04 2017-08-02 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина High-viscosity oil or bitumen recovery method, using hydraulic fractures
RU2686766C1 (en) * 2018-07-25 2019-04-30 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of development of high-viscosity and heavy oil deposit with thermal impact

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2287677C1 (en) Method for extracting oil-bitumen deposit
RU2663526C1 (en) Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells
RU2494240C1 (en) Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumens
RU2434127C1 (en) Procedure for development of heavy oil or bitumen deposit
RU2626845C1 (en) High-viscosity oil or bitumen recovery method, using hydraulic fractures
RU2582251C1 (en) Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen
RU2582529C1 (en) Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen
RU2496000C1 (en) Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumen
RU2274742C1 (en) Method for high-viscous oil or bitumen field development
RU2506417C1 (en) Development method of high-viscosity oil deposit
RU2433256C1 (en) Method of high-viscosity oil or bitumen pool development
RU2413068C1 (en) Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction
EP2670940B1 (en) Methods of maintaining sufficient hydrostatic pressure in multiple intervals of a wellbore in a soft formation
RU2706154C1 (en) Development method of high viscous oil or bitumen deposit
RU2687833C1 (en) Method of development of bituminous oil deposit by thermal action on formation
RU2504646C1 (en) Method of oil deposit development using flooding
RU2494241C1 (en) Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumens
RU2412343C1 (en) Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production
RU2618542C1 (en) Method for development of oil deposits by hydraulic fracturing fractures
RU2741644C1 (en) Method of development of hard-to-recover hydrocarbon deposits
RU2505668C1 (en) Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells
RU2584467C1 (en) Method of developing high-viscosity oil field
RU2684262C9 (en) Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones
RU2719882C1 (en) Development method of super-viscous oil deposit at late stage
RU2301328C1 (en) Method for highly-viscous oil production from horizontal well under reservoir treatment with heat

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20180413