RU2522369C1 - Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones - Google Patents

Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones Download PDF

Info

Publication number
RU2522369C1
RU2522369C1 RU2012153453/03A RU2012153453A RU2522369C1 RU 2522369 C1 RU2522369 C1 RU 2522369C1 RU 2012153453/03 A RU2012153453/03 A RU 2012153453/03A RU 2012153453 A RU2012153453 A RU 2012153453A RU 2522369 C1 RU2522369 C1 RU 2522369C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
water
well
producer
wells
Prior art date
Application number
RU2012153453/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2012153453A (en
Inventor
Марат Инкилапович Амерханов
Валентин Викторович Шестернин
Антон Николаевич Береговой
Эдуард Петрович Васильев
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 RU2012153453/03A priority Critical patent/RU2522369C1/en
Publication of RU2012153453A publication Critical patent/RU2012153453A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2522369C1 publication Critical patent/RU2522369C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention is related to the oil industry, in particular, to a thermal method for production of high-viscous oil and/or bitumen when oil-water zones or oil-water contact are available. The concept of the invention is as follows: the method includes construction of a horizontal producer and an injector placed above with installation of casing strings, injection of a displacement agent with specific weight less than the specific weight of the formation water to the injector and extraction of the product from the producer. A heat medium with a temperature of 80°C is used as the displacement agent. Before operation of the wells surveys are made to determine water-bearing zones adjoining the producer. Thereafter the horizontal part in a perforated interval of the operated well adjoining the water-bearing zones is filled in sequence from the botttomhole to the mouth with a waterproofing sealant destroyable when its temperature stability is exceeded, and the above selected temperature stability is lower than the heat medium temperature. Upon withhold of the waterproofing sealant the wells are brought to operation in a normal mode. As the formation is heated and the waterproofing sealant is destroyed, extraction of the fluid increases.
EFFECT: reducing period of high water-cut in operation of the producer, reducing energy costs, increasing the oil recovery factor for the deposit.
1 ex, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термическим способам добычи высоковязкой нефти и/или битума.The invention relates to the oil industry, in particular to thermal methods for the production of highly viscous oil and / or bitumen.

Известен способ разработки нефтебитумной залежи (патент RU №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.11.2006), включающий бурение горизонтальной скважины, бурение дополнительной горизонтальной скважины под горизонтальной скважиной в пределах этого же продуктивного пласта, закачку теплоносителя в верхнюю горизонтальную скважину, добычу высоковязкой нефти и/или битума из нижней горизонтальной скважины.A known method of developing a bitumen deposit (patent RU No. 2287677, IPC ЕВВ 43/24, published on November 20, 2006), including drilling a horizontal well, drilling an additional horizontal well under a horizontal well within the same reservoir, injecting coolant into the upper horizontal well, production of high viscosity oil and / or bitumen from a lower horizontal well.

Недостатками данного способа являются техническая сложность регулирования режима отбора жидкости и закачки пара, длительные сроки обводненного начального периода разработки залежи, высокие энергетические затраты.The disadvantages of this method are the technical complexity of regulating the regime of fluid withdrawal and steam injection, long periods of the flooded initial period of development of the deposit, high energy costs.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами (патент RU №2387812, МПК Е21В, опубл. 24.04.2010), включающий бурение по крайней мере одной горизонтальной добывающей и одной нагнетательной скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательную и отбор продукции через добывающую скважины. Добывающую горизонтальную скважину размещают параллельно водонефтяной зоне на расстоянии, позволяющем вести эксплуатацию скважины с безводным режимом.Closest to the technical nature of the proposed method is a method of developing an oil reservoir with water-oil zones (patent RU No. 2387812, IPC E21B, published on 04.24.2010), including drilling at least one horizontal production and one injection well, pumping the displacing agent through the injection and product selection through production wells. The producing horizontal well is placed parallel to the oil-water zone at a distance that allows the well to be operated with an anhydrous mode.

Недостатками данного способа являются низкая эффективность при эксплуатации залежей с водонасыщенными зонами с неравномерной по горизонтали поверхностью, что осложняет установку режима отбора жидкости из скважины, предотвращающего подтягивание пластовых вод на забой скважины.The disadvantages of this method are the low efficiency in the operation of reservoirs with water-saturated zones with an uneven horizontal surface, which complicates the installation of a mode of fluid withdrawal from the well, which prevents pulling formation water to the bottom of the well.

Техническими задачами предлагаемого способа являются сокращение сроков высокообводненного периода эксплуатации залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами и подошвенной водой, минимизация энергетических затрат.The technical objectives of the proposed method are to reduce the terms of the highly watered-up period of operation of a deposit of highly viscous oil and / or bitumen with oil-water zones and bottom water, minimizing energy costs.

Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами, включающим строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.The problem is solved by the method of developing deposits of highly viscous oil and / or bitumen with water-oil zones, including the construction of horizontal production and upstream injection wells with casing, injection of a displacing agent with a specific gravity below the specific gravity of produced water into the injection well and selection of products from the production well .

Новым является то, что в качестве вытесняющего агента используют теплоноситель с температурой не менее 80°С, а перед эксплуатацией скважин проводят исследования для определения водоносных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего заполняют горизонтальную часть интервала перфорации эксплуатационной колонны, примыкающую к водоносным зонам, последовательно от забоя к устью водоизолирующим составом, разрушающимся при превышении температуры стабильности данного состава, которую подбирают ниже температуры теплоносителя, после технологической выдержки изолирующего состава скважины вводят в эксплуатацию в обычном режиме.It is new that a coolant with a temperature of at least 80 ° C is used as a displacing agent, and before exploitation of wells, studies are carried out to determine the aquifers adjacent to the producing well, after which the horizontal part of the perforation interval of the production string adjacent to the aquifers is filled, sequentially from the bottom to the mouth with a water-insulating composition that collapses when the stability temperature of this composition is exceeded, which is selected below the coolant temperature, after t hnologicheskoy extracts insulating wells composition is put into operation normally.

В качестве водоизолирующего состава могут использоваться гелевые составы полисахаридов растительного происхождения: гуара, метилцеллюлозы и др.As a water-insulating composition, gel compositions of plant-derived polysaccharides can be used: guar, methyl cellulose, etc.

На чертеже изображена схема расположения нагнетательной и добывающих скважин с прилегающей водонефтяной зоной в разрезе нефтяного пласта. Способ реализуется следующим образом.The drawing shows a location diagram of injection and production wells with an adjacent oil-water zone in the context of an oil reservoir. The method is implemented as follows.

При разработке залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт бурят горизонтальную добывающую скважину 1, по уточненным геологическим данным выше нее на 5-10 м располагают нагнетательную скважину 2. Закачивают пар в нагнетательную скважину в количестве 5-6 т на 1 м длины горизонтального ствола при давлении, не превышающем давления гидроразрыва пласта. После чего из добывающей скважины 1 производят отбор продукции, проводят термодинамическое исследование с целью определения профиля притока жидкости из пласта, выявляют его интервал 3, и заполняют его водоизолирующим составом 4. После технологической паузы на время гелеобразования производят отбор жидкости из добывающей скважины 1.When developing a highly viscous oil and / or bitumen deposit by steam injection into a formation, a horizontal production well 1 is drilled, according to updated geological data, an injection well 2 is located 5-10 m above it. Steam is injected into the injection well in an amount of 5-6 tons per 1 m the length of the horizontal wellbore at a pressure not exceeding the hydraulic fracturing pressure. After that, production is selected from production well 1, a thermodynamic study is carried out to determine the profile of fluid inflow from the formation, its interval 3 is determined, and it is filled with a water-insulating composition 4. After a technological break during gel formation, liquid is taken from production well 1.

По мере улучшения гидродинамической связи между скважинами 1 и 2, увеличения пластовой температуры и давления водоизолирующий состав 4 постепенно разрушается, открывая при этом ранее закрытый интервал фильтра, приток нефти за счет увеличения ее подвижности увеличивается.As the hydrodynamic connection between wells 1 and 2 improves, the formation temperature and pressure increase, the water-insulating composition 4 gradually breaks down, opening the previously closed filter interval, the oil flow due to its increased mobility increases.

Пример конкретного выполнения способаAn example of a specific implementation of the method

На Ашальчинском месторождении залежей битума, находящемся на глубине 90 м, коллектор представлен неоднородными пластами толщиной 20-30 м с наличием водонефтяных зон, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 960 кг/м3, вязкостью 22000 мПа, пробурили пару горизонтальных скважин: добывающую 1 и нагнетательную 2. Провели освоение скважин и пробную эксплуатацию. Для этого закачали пар в обе скважины 1 и 2 в количестве 5-6 тонн на 1 м длины горизонтального ствола, после чего в нагнетательную скважину 2 закачку пара продолжили, а из добывающей 1 произвели отбор жидкости. Дебит битумной нефти при этом составил 13 т/сут, с обводненностью продукции 96%. С помощью термометрии (оптоволоконного кабеля - на чертеже не показан) определили интервал водоносной зоны 3 поступления пластовой воды. Данный интервал (горизонтального фильтра) заполнили водоизолирующим составом 4 на основе гуаровой камеди, приток воды снизился до обводненности 89%. После повышения пластовой температуры, забойного давления и образования устойчивой гидродинамической связи между скважинами 1 и 2 произошло постепенное разрушение водоизолирующего состава с увеличением фильтрующей поверхности ствола скважины, дебит скважины по битумной нефти увеличился и достиг 24 т/сут.At the Ashalchinsky bitumen deposit, located at a depth of 90 m, the reservoir is represented by heterogeneous formations with a thickness of 20-30 m with the presence of water-oil zones, reservoir temperature of 8 ° C, pressure of 0.5 MPa, oil saturation of 0.7 units, porosity of 30% , with a permeability of 2.65 μm 2 , a density of bitumen under reservoir conditions of 960 kg / m 3 , a viscosity of 22,000 mPa, a pair of horizontal wells were drilled: production 1 and injection 2. Well development and trial operation were carried out. To do this, steam was injected into both wells 1 and 2 in the amount of 5-6 tons per 1 m of horizontal well length, after which steam was continued to be injected into injection well 2, and liquid was taken from production 1. The production rate of bitumen oil was 13 tons / day, with a water cut of 96%. Using thermometry (fiber optic cable is not shown in the drawing), the interval of the aquifer zone 3 of formation water was determined. This interval (horizontal filter) was filled with a water-insulating composition 4 based on guar gum, the influx of water decreased to a water cut of 89%. After increasing the reservoir temperature, bottomhole pressure and the formation of a stable hydrodynamic connection between wells 1 and 2, the water-insulating composition gradually degraded with an increase in the filtering surface of the wellbore, and the production rate of bitumen oil increased and reached 24 tons / day.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами позволил снизить обводненность продукции, увеличить дебит скважины, снизить энергетические затраты в начальный период разработки.The proposed method for the development of deposits of highly viscous oil and / or bitumen with water-oil zones allowed to reduce the water cut of the product, increase the well flow rate, and reduce energy costs in the initial development period.

Claims (1)

Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума водонефтяными зонами, включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что в качестве вытесняющего агента используют теплоноситель с температурой не менее 80°С, а перед эксплуатацией скважин проводят исследования для определения водоносных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего обсадную колонну, примыкающую к водоносным зонам этой скважины, последовательно от забоя к устью заполняют водоизолирующим составом, разрушающимся при превышении температуры стабильности данного состава, которую подбирают ниже температуры теплоносителя, после технологической выдержки изолирующего состава скважины вводят в эксплуатацию в обычном режиме. A method for developing a reservoir of highly viscous oil and / or bitumen by water-oil zones, including the construction of horizontal production and upstream injection wells with casing, injection of a displacing agent with a specific gravity below the specific gravity of produced water into the injection well and production selection from the production well, characterized in that as a displacing agent, a coolant with a temperature of at least 80 ° C is used, and before exploitation of the wells, studies are carried out to determine the aquifer zones adjacent to the production well, after which the casing adjacent to the aquifers of this well is sequentially filled with a water insulating composition, which collapses when the stability temperature of this composition is exceeded, which is selected below the coolant temperature, after technological exposure of the insulating composition of the well is introduced in operation as usual.
RU2012153453/03A 2012-12-11 2012-12-11 Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones RU2522369C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012153453/03A RU2522369C1 (en) 2012-12-11 2012-12-11 Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012153453/03A RU2522369C1 (en) 2012-12-11 2012-12-11 Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2012153453A RU2012153453A (en) 2014-06-20
RU2522369C1 true RU2522369C1 (en) 2014-07-10

Family

ID=51213574

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012153453/03A RU2522369C1 (en) 2012-12-11 2012-12-11 Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2522369C1 (en)

Cited By (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2584437C1 (en) * 2015-06-23 2016-05-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil
RU2603795C1 (en) * 2015-07-28 2016-11-27 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) Method of development of hydrocarbon fluids (12)
RU2605993C1 (en) * 2015-10-15 2017-01-10 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВО КФУ) Method for development of hydrocarbon fluid deposits
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
RU2640608C1 (en) * 2017-04-04 2018-01-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of ash-nonuniform deposit of high-viscosity oil or bitumen
RU2663529C1 (en) * 2017-07-06 2018-08-07 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of development of high deposits of high viscosity oil with water-oil intervals
RU2663521C1 (en) * 2017-07-07 2018-08-07 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones
RU2663524C1 (en) * 2017-07-07 2018-08-07 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones
RU2673498C1 (en) * 2017-12-05 2018-11-27 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity oil or bitumen reserves with heat exposure
RU2679423C1 (en) * 2018-04-04 2019-02-08 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals
RU2680089C1 (en) * 2018-03-22 2019-02-15 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Superhigh viscosity oil with aquifers deposit development method
RU2684262C1 (en) * 2018-03-30 2019-04-04 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones
RU2690588C2 (en) * 2017-10-12 2019-06-04 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of super-viscous oil field development
RU2690586C1 (en) * 2018-09-10 2019-06-04 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones
RU2693055C1 (en) * 2018-08-17 2019-07-01 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones
RU2694317C1 (en) * 2018-08-17 2019-07-11 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of completion and development of steam horizontal wells producing high-viscosity oil
RU2730705C1 (en) * 2020-02-10 2020-08-25 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Development method of super-viscous oil deposit with water-oil zones
RU2735008C1 (en) * 2020-04-14 2020-10-27 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Development method of super-viscous oil deposit with water-saturated zones
RU2739013C1 (en) * 2019-11-12 2020-12-21 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5150754A (en) * 1991-05-28 1992-09-29 Mobil Oil Corporation Aqueous and petroleum gel method for preventing water-influx
RU2273722C2 (en) * 2004-03-18 2006-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for water inflow isolation in non-cased horizontal part of production well bore
RU2286448C2 (en) * 2004-12-27 2006-10-27 ОАО НПО "Буровая техника" Method for water influx isolation in horizontal producing well bores
RU2363841C1 (en) * 2008-03-19 2009-08-10 Иван Владимирович Павлов Procedure for selective isolation and restraint of water production into horizontal wells
RU2387812C1 (en) * 2009-02-04 2010-04-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method to develop oil poll with oil-in-water systems
RU2452554C2 (en) * 2006-12-18 2012-06-10 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Differential filters to arrest water in oil production

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5150754A (en) * 1991-05-28 1992-09-29 Mobil Oil Corporation Aqueous and petroleum gel method for preventing water-influx
RU2273722C2 (en) * 2004-03-18 2006-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for water inflow isolation in non-cased horizontal part of production well bore
RU2286448C2 (en) * 2004-12-27 2006-10-27 ОАО НПО "Буровая техника" Method for water influx isolation in horizontal producing well bores
RU2452554C2 (en) * 2006-12-18 2012-06-10 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Differential filters to arrest water in oil production
RU2363841C1 (en) * 2008-03-19 2009-08-10 Иван Владимирович Павлов Procedure for selective isolation and restraint of water production into horizontal wells
RU2387812C1 (en) * 2009-02-04 2010-04-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method to develop oil poll with oil-in-water systems

Cited By (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2584437C1 (en) * 2015-06-23 2016-05-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil
RU2603795C1 (en) * 2015-07-28 2016-11-27 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) Method of development of hydrocarbon fluids (12)
RU2605993C1 (en) * 2015-10-15 2017-01-10 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВО КФУ) Method for development of hydrocarbon fluid deposits
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
RU2640608C1 (en) * 2017-04-04 2018-01-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of ash-nonuniform deposit of high-viscosity oil or bitumen
RU2663529C1 (en) * 2017-07-06 2018-08-07 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of development of high deposits of high viscosity oil with water-oil intervals
RU2663521C1 (en) * 2017-07-07 2018-08-07 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones
RU2663524C1 (en) * 2017-07-07 2018-08-07 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones
RU2690588C2 (en) * 2017-10-12 2019-06-04 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of super-viscous oil field development
RU2673498C1 (en) * 2017-12-05 2018-11-27 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity oil or bitumen reserves with heat exposure
RU2680089C1 (en) * 2018-03-22 2019-02-15 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Superhigh viscosity oil with aquifers deposit development method
RU2684262C1 (en) * 2018-03-30 2019-04-04 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones
RU2684262C9 (en) * 2018-03-30 2019-11-25 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones
RU2679423C1 (en) * 2018-04-04 2019-02-08 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals
RU2693055C1 (en) * 2018-08-17 2019-07-01 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones
RU2694317C1 (en) * 2018-08-17 2019-07-11 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of completion and development of steam horizontal wells producing high-viscosity oil
RU2690586C1 (en) * 2018-09-10 2019-06-04 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones
RU2739013C1 (en) * 2019-11-12 2020-12-21 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones
RU2730705C1 (en) * 2020-02-10 2020-08-25 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Development method of super-viscous oil deposit with water-oil zones
RU2735008C1 (en) * 2020-04-14 2020-10-27 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Development method of super-viscous oil deposit with water-saturated zones

Also Published As

Publication number Publication date
RU2012153453A (en) 2014-06-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2522369C1 (en) Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones
CA2819664C (en) Pressure assisted oil recovery
RU2334095C1 (en) Method of high-viscosity oil pool development
CN102678096B (en) Hot water assisted gravity drainage method for mining high pour-point oil deposit
RU2455475C1 (en) Method of development of high-viscosity oil fields with strata of small thickness by way of cyclic injection of solvent and steam into single inclined wells
RU2527051C1 (en) Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect
RU2582251C1 (en) Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen
RU2387819C1 (en) Method to develop sticky oil and bitumen accumulation
RU2626845C1 (en) High-viscosity oil or bitumen recovery method, using hydraulic fractures
CN104747148A (en) Thin and shallow layer super heavy oil horizontal well, viscosity reducer, nitrogen and steam assisted huff and puff method
RU2675114C1 (en) Method of super-viscous oil field development
CN104265258A (en) Fracture-assisted combustion of oil in-situ stimulation thickened oil exploiting method
RU2506417C1 (en) Development method of high-viscosity oil deposit
RU2522366C1 (en) Method of hydraulic fracturing of well formation
RU2456441C1 (en) Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well
RU2274741C1 (en) Oil field development method
RU2571964C1 (en) Hydrofracturing method for formation in well
RU2584467C1 (en) Method of developing high-viscosity oil field
RU2693055C1 (en) Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones
RU2504646C1 (en) Method of oil deposit development using flooding
RU2690586C1 (en) Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones
RU2684262C1 (en) Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones
RU2679423C1 (en) Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals
RU2690588C2 (en) Method of super-viscous oil field development
RU2663529C1 (en) Method of development of high deposits of high viscosity oil with water-oil intervals