RU2646904C1 - Method for development of high-viscosity oil or bitumen field - Google Patents
Method for development of high-viscosity oil or bitumen field Download PDFInfo
- Publication number
- RU2646904C1 RU2646904C1 RU2017120132A RU2017120132A RU2646904C1 RU 2646904 C1 RU2646904 C1 RU 2646904C1 RU 2017120132 A RU2017120132 A RU 2017120132A RU 2017120132 A RU2017120132 A RU 2017120132A RU 2646904 C1 RU2646904 C1 RU 2646904C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- injection
- production
- steam
- additional vertical
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 8
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 47
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 34
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 34
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 7
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 claims description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 3
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000011888 autopsy Methods 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти или битума.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 при тепловом воздействии (патент RU №2379494, МПК E21B 43/24, опубл. Бюл. №2 от 20.01.2010 г.), включающий использование пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по НКТ и контроль технологических параметров пласта и скважины.A known method of developing deposits of high viscosity oil during thermal exposure (patent RU No. 2379494, IPC E21B 43/24, publ. Bull. No. 2 from 01/20/2010), including the use of a pair of horizontal injection and production wells, horizontal sections of which are placed parallel to one above another in the vertical plane of the reservoir, equipped with a string of tubing, allowing the simultaneous injection of coolant and product selection, injection of coolant, heating of the reservoir with the creation of a steam chamber, o product sampling through the production well by tubing and control of the technological parameters of the formation and well.
Недостатком способа является отсутствие возможности поддержания пластового давления, что повышает вероятность увеличения паронефтяного отношения (отношение закачиваемого пара к добытой нефти). Данный способ не позволяет осваивать запасы в зоне, расположенной ниже горизонтальной добывающей скважины, что приводит к снижению коэффициента извлечения нефти (КИН) разрабатываемого месторождения.The disadvantage of this method is the lack of the ability to maintain reservoir pressure, which increases the likelihood of increasing the steam-oil ratio (the ratio of injected steam to produced oil). This method does not allow to develop reserves in the area located below the horizontal production well, which leads to a decrease in the oil recovery coefficient (ORF) of the developed field.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2531963, МПК E21B 34/24, опубл. Бюл. №30 от 27.10.2014 г.), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку месторождения высоковязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. Наблюдательные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но выше уровня водонефтяного контакта (ВНК) на 0,5-1 м. Дополнительно строят скважину между близлежащими парами горизонтальных скважин. Если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то строят дополнительную горизонтальную скважину, если больше - то вертикальную, при этом дополнительные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но не ниже уровня ВНК более чем на 0,5 м. Производят прогрев теплоносителем дополнительных скважин до создания термогидродинамической связи с близлежащими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции для обеспечения симметричного и равномерного распространения паровой камеры вокруг пар горизонтальных скважин. В качестве теплоносителя используется перегретый пар, или пар с углеводородным растворителем, или пар с инертным газом.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing a highly viscous oil deposit (patent RU No. 2531963, IPC E21B 34/24, publ. Bull. No. 30 dated 10.27.2014), including the construction of pairs of horizontal production and injection wells, as well as vertical observation wells, pumping coolant through injection wells with heating the reservoir and creating a steam chamber, product selection due to steam gravity drainage through production wells and monitoring TATUS steam chamber, wherein the high-viscosity oil deposit development lead to the regulation of the current size of the steam chamber by varying the volume of coolant pumped into injection wells and withdraw fluid from the production wells with the control of the steam chamber volume. Observation wells are opened at least 0.5 m below the lower horizontal producing well, but 0.5-1 m above the level of water-oil contact (VOC). An additional well is constructed between adjacent pairs of horizontal wells. If the area of distribution of the steam chamber in the reservoir is less than the distance between the pairs of production and injection wells, then an additional horizontal well is built, if more is vertical, then additional wells are opened at least 0.5 m below the lower horizontal production well, but not lower VNK level by more than 0.5 m. Additional wells are heated with a coolant until a thermohydrodynamic connection with nearby pairs of horizontal wells is created with subsequent transfer to boron products to provide symmetrical and uniform propagation of the steam chamber around pairs of horizontal wells. Superheated steam, or steam with a hydrocarbon solvent, or steam with an inert gas, is used as a heat carrier.
Недостатками способа являются отсутствие возможности поддержания пластового давления, что повышает вероятность увеличения паронефтяного отношения, уменьшения эффективности работы скважин и КИН ввиду снижения добычи жидкости в горизонтальных добывающих скважинах и увеличения объемов закачки пара для предотвращения снижения забойного давления в добывающих горизонтальных скважинах, а также большие затраты на закачку теплоносителя в дополнительные скважины.The disadvantages of the method are the inability to maintain reservoir pressure, which increases the likelihood of increasing the steam-oil ratio, reducing the efficiency of wells and oil recovery factor due to the decrease in fluid production in horizontal production wells and the increase in steam injection volumes to prevent a decrease in bottomhole pressure in horizontal production wells, as well as high costs coolant injection into additional wells.
Техническими задачами изобретения являются предотвращение снижения забойного давления в добывающих горизонтальных скважинах, снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов и повышение КИН.The technical objectives of the invention are to prevent a decrease in bottomhole pressure in producing horizontal wells, reducing the cost of thermal energy, increasing the rate of selection of recoverable reserves and increasing oil recovery factor.
Технические задачи решаются способом разработки месторождения высоковязкой нефти или битума, включающим строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку месторождения высоковязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры, строительство для нагнетания рабочего агента дополнительной вертикальной скважины на расстоянии до добывающих скважин, обеспечивающем создание гидродинамической связи.Technical problems are solved by the method of developing a highly viscous oil or bitumen field, including the construction of pairs of horizontal production and injection wells located one above the other, as well as vertical observation wells, pumping coolant through injection wells with heating the productive formation and creating a steam chamber, product selection due to steam gravity drainage through producing wells and monitoring the state of the steam chamber, while developing a highly viscous oil field lead to the regulation of the current size of the steam chamber by varying the volume of coolant pumped into injection wells and withdraw fluid from the production wells with the control of the steam chamber volume construction for pumping additional working fluid vertical well bore at a distance of the production wells, providing a flow connection establishment.
Новым является то, что дополнительные скважины строят после снижения забойного давления в добывающих скважинах на протяжении 3-6 мес. на 20-70% на расстоянии от добывающей скважины, исключающем прорыв рабочего агента и обеспечивающем гидродинамическую связь до закачки рабочего агента, причем дополнительные скважины вскрывают на всю толщину пласта выше уровня, расположенного ниже на 0,5 м нижней добывающей скважины, в качестве рабочего агента используют воду, которую в дополнительные вертикальные скважины закачивают в объеме, не превышающем разницы суммарных объемов добываемой жидкости из добывающих скважин, гидродинамически связанных с соответствующими дополнительными скважинами, и закачиваемого теплоносителя - пара в нагнетательные скважины, расположенные над этими добывающими скважинами.New is that additional wells are being built after lowering the bottomhole pressure in producing wells for 3-6 months. 20-70% at a distance from the producing well, which excludes the breakthrough of the working agent and provides hydrodynamic communication prior to injection of the working agent, with additional wells being opened to the entire thickness of the formation above the level below 0.5 m lower of the lower producing well, as the working agent use water, which is pumped into additional vertical wells in a volume not exceeding the difference in the total volumes of produced fluid from production wells, hydrodynamically associated with the corresponding additional and wells, and the injected coolant - steam into injection wells located at these production wells.
На чертеже показана схема реализации способа разработки месторождения высоковязкой нефти в поперечном сечении.The drawing shows a diagram of a method for developing a highly viscous oil field in cross section.
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
На месторождении высоковязкой нефти или битума бурят вертикальные наблюдательные скважины (на чертеже не показаны) для уточнения геологического строения и последующего контроля, регулирования выработки пласта 1, строят пары расположенных друг над другом горизонтальных добывающих 2 и нагнетательных 3 скважин, закачивают теплоноситель через нагнетательные скважины 3 с прогревом продуктивного пласта 1 и созданием паровой камеры 4, отбирают продукцию за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины 2.Vertical observation wells are drilled at a highly viscous oil or bitumen field (not shown in the drawing) to clarify the geological structure and subsequent control, to regulate formation 1 formation, pairs of
Осуществляют контроль за забойным давлением в добывающих скважинах 2. В случае снижения забойного давления в добывающих скважинах 2 на протяжении 3-6 мес. (после выхода скважины на режим эксплуатации) на 20-70% (снижение давления более чем на 20% на установившемся режиме работы скважин приводит к существенным потерям нефти и повышению паронефтяного отношения, в случае снижения давления более чем на 70% в продуктивном пласте не создается достаточного перепада давления между нагнетательной 3 и добывающей 2 скважинами, который обеспечивает приток нефти к забою добывающей скважины 2) строят дополнительные скважины 5 для создания равномерного фронта вытеснения, вовлечения в разработку вытесняемых от паровой камеры разжиженных запасов нефти, снижения рисков прорыва рабочего агента 6 к добывающей скважине 2 и снижения потерь рабочего агента 6 ниже ВНК 7. Ввиду наличия гравитационной составляющей и преобладающего движения рабочего агента в сторону подошвы пласта производят вскрытие 8 на всю толщину пласта 1 выше уровня, расположенного ниже на 0,5 м нижней добывающей скважины 2, осуществляют закачку рабочего агента 6, причем дополнительные скважины 5 строят на расстоянии от добывающей скважины 2, исключающем прорыв рабочего агента 6 и обеспечивающем гидродинамическую связь до закачки рабочего агента 6, - расстояние между скважинами определяется эмпирическим путем из условия изменения давления в вертикальных наблюдательных скважинах, причем расстояние должно обеспечивать возможность выполнения непрерывной закачки рабочего агента 6 без его прорыва в добывающую скважину 2, снижения добычи нефти и увеличения обводненности. В качестве рабочего агента 6 используют воду, в том числе полученную после отбора продукции из добывающих скважин 2, которую в дополнительные скважины 5 закачивают в объеме, не превышающем разницы суммарных объемов добываемой жидкости из добывающих скважин 2, гидродинамически связанных с соответствующими дополнительными скважинами 5, и закачиваемого теплоносителя - пара в нагнетательные скважины 3, расположенные над этими добывающими скважинами 2 для поддержания пластового давления в продуктивном пласте 1 и исключения случаев резкого увеличения давления в пласте 1 и паровой камере 4. В случае, если вертикальная наблюдательная скважина удовлетворяет условиям дополнительной скважины 5, ее используют в качестве дополнительной скважины с целью снижения стоимости реализации технологии.Bottom-hole pressure is monitored in
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
Предложенный способ разработки месторождения высоковязкой нефти был рассмотрен на участке Больше-Каменского поднятия Ашальчинского месторождения со следующими геолого-физическими характеристиками:The proposed method for developing a highly viscous oil field was considered at the site of the Bolshe-Kamensky uplift of the Ashalchinsky field with the following geological and physical characteristics:
- средняя общая толщина пласта - 25,0 м;- the average total thickness of the reservoir is 25.0 m;
- нефтенасыщенная толщина пласта - 23,2 м;- oil saturated formation thickness - 23.2 m;
- глубина залегания пласта (до кровли) - 250 м;- the depth of the formation (to the roof) - 250 m;
- значение начального пластового давления - 0,9 МПа;- the value of the initial reservoir pressure is 0.9 MPa;
- начальная пластовая температура - 8°C;- initial reservoir temperature - 8 ° C;
- плотность нефти в пластовых условиях - 0,98 т/м3;- the density of oil in reservoir conditions - 0.98 t / m 3 ;
- коэффициент средней динамической вязкости нефти в пластовых условиях -12000 мПа⋅с;- coefficient of average dynamic viscosity of oil in reservoir conditions -12000 mPa⋅s;
- коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,6 мПа⋅с;- coefficient of dynamic viscosity of water in reservoir conditions - 1.6 mPa⋅s;
- значение средней проницаемости по керну в пласте - 2,1 мкм2;- the value of the average core permeability in the reservoir is 2.1 μm 2 ;
- значение средней пористости по керну в пласте - 0,31 д. ед.- the value of the average core porosity in the reservoir - 0.31 d.
Для уточнения геологического строения пласта 1 и последующего контроля выполнили строительство наблюдательных вертикальных скважин. Затем построили расположенные друг над другом горизонтальные добывающую 2 и нагнетательную 3 скважины. Выполнили закачку пара в объеме 110 т/сут, прогрев продуктивного пласта 1 и создали паровую камеру 4. После этого произвели отбор продукции в объеме 160 т/сут за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины 2. С помощью вертикальных наблюдательных скважин вели контроль за распространением паровой камеры 4 и забойным давлением в добывающей скважине 2. В период с 7 по 10 мес. разработки наблюдалось снижение забойного давления в добывающей скважине 2 более чем на 37% (от 3,5 до 2,2 атм).To clarify the geological structure of formation 1 and subsequent control, observation vertical wells were constructed. Then,
Выполнили строительство дополнительной скважины 5 на расстоянии 45 м и закачивали в дополнительную скважину 5 воду в объеме 45 т/сут исходя из условий закачки пара 110 т/сут и отбора продукции 160 т/сут.We completed the construction of
Были рассчитаны параметры представленного способа, а также способа по прототипу на объекте с теми же геолого-физическими характеристиками для различных условий эксплуатации. Из полученных расчетов выявлено преимущество способа перед прототипом: увеличение накопленной добычи нефти за срок разработки на 8,6% (от 84,4 до 91,65 тыс. т) дополнительно добытой нефти по сравнению с прототипом, предотвращение снижения забойного давления в добывающих скважинах и сохранение в диапазоне 2-2,5 атм, увеличение темпов отбора от начальных извлекаемых запасов на 15% (от 10,5 до 12%), уменьшение удельной закачки пара на 1 т добытой нефти на 9% (3,5 т/т - по прототипу, 3,2 т/т - по предложенному способу).The parameters of the presented method, as well as the prototype method at the facility with the same geological and physical characteristics for various operating conditions, were calculated. From the obtained calculations, the advantage of the method over the prototype was revealed: an increase in cumulative oil production over the development period by 8.6% (from 84.4 to 91.65 thousand tons) of additionally extracted oil compared to the prototype, prevention of a decrease in bottomhole pressure in production wells and maintaining in the range of 2-2.5 atm, increasing the rate of extraction from the initial recoverable reserves by 15% (from 10.5 to 12%), decreasing the specific steam injection per 1 ton of extracted oil by 9% (3.5 t / t - according to the prototype, 3.2 t / t - according to the proposed method).
Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как предотвращение снижения забойного давления в добывающих горизонтальных скважинах, снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов и повышение КИН.The proposed method allows us to solve technical problems, such as preventing downhole pressure in producing horizontal wells, reducing the cost of thermal energy, increasing the rate of selection of recoverable reserves and increasing oil recovery factor.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017120132A RU2646904C1 (en) | 2017-06-07 | 2017-06-07 | Method for development of high-viscosity oil or bitumen field |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017120132A RU2646904C1 (en) | 2017-06-07 | 2017-06-07 | Method for development of high-viscosity oil or bitumen field |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2646904C1 true RU2646904C1 (en) | 2018-03-12 |
Family
ID=61627595
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017120132A RU2646904C1 (en) | 2017-06-07 | 2017-06-07 | Method for development of high-viscosity oil or bitumen field |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2646904C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2733862C1 (en) * | 2020-04-01 | 2020-10-07 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil or bitumen field using vertical wells |
| RU2776549C1 (en) * | 2021-11-25 | 2022-07-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing a deposit of high-viscosity oil or bitumen with the control of the development of a steam chamber in observation wells |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2009134643A2 (en) * | 2008-04-30 | 2009-11-05 | World Energy Systems Incorporated | Method for increasing the recovery of hydrocarbons |
| RU2440489C1 (en) * | 2010-07-02 | 2012-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
| RU2471972C1 (en) * | 2011-06-01 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of ultraviscous oil deposit |
| RU2481468C1 (en) * | 2012-07-23 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscous oil deposit |
| RU2531963C1 (en) * | 2013-08-13 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development of thick oil or bitumen deposits |
-
2017
- 2017-06-07 RU RU2017120132A patent/RU2646904C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2009134643A2 (en) * | 2008-04-30 | 2009-11-05 | World Energy Systems Incorporated | Method for increasing the recovery of hydrocarbons |
| RU2440489C1 (en) * | 2010-07-02 | 2012-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
| RU2471972C1 (en) * | 2011-06-01 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of ultraviscous oil deposit |
| RU2481468C1 (en) * | 2012-07-23 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscous oil deposit |
| RU2531963C1 (en) * | 2013-08-13 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development of thick oil or bitumen deposits |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2733862C1 (en) * | 2020-04-01 | 2020-10-07 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil or bitumen field using vertical wells |
| RU2776549C1 (en) * | 2021-11-25 | 2022-07-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing a deposit of high-viscosity oil or bitumen with the control of the development of a steam chamber in observation wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2522369C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones | |
| EP2534336B1 (en) | Improvements in hydrocarbon recovery | |
| RU2663532C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
| RU2578137C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit | |
| RU2582256C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
| RU2678739C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| WO2014000096A1 (en) | Sagd control in leaky reservoirs | |
| RU2343276C1 (en) | Method of development of high viscous oil deposit | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2599994C1 (en) | Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir | |
| RU2675115C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
| RU2646904C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil or bitumen field | |
| RU2433256C1 (en) | Method of high-viscosity oil or bitumen pool development | |
| RU2395676C1 (en) | Method of bitumen deposit development | |
| RU2555163C1 (en) | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells | |
| RU2643056C1 (en) | Method for development of pools of superheavy oil or natural bitumen | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2720725C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit | |
| RU2719882C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit at late stage | |
| RU2580339C1 (en) | Method for development massive type high-viscous oil deposit | |
| RU2679423C1 (en) | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals |