RU2689102C2 - Method for development of high-viscosity oil deposit - Google Patents

Method for development of high-viscosity oil deposit Download PDF

Info

Publication number
RU2689102C2
RU2689102C2 RU2017136416A RU2017136416A RU2689102C2 RU 2689102 C2 RU2689102 C2 RU 2689102C2 RU 2017136416 A RU2017136416 A RU 2017136416A RU 2017136416 A RU2017136416 A RU 2017136416A RU 2689102 C2 RU2689102 C2 RU 2689102C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
tubing
injection
production well
production
Prior art date
Application number
RU2017136416A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2017136416A3 (en
RU2017136416A (en
Inventor
Марат Инкилапович Амерханов
Роберт Рафаэлович Ахмадуллин
Рустэм Русланович Латфуллин
Фаниль Муктасимович Ахметзянов
Данил Абелхасимович Ибрагимов
Original Assignee
Публичное 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 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2017136416A priority Critical patent/RU2689102C2/en
Publication of RU2017136416A3 publication Critical patent/RU2017136416A3/ru
Publication of RU2017136416A publication Critical patent/RU2017136416A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2689102C2 publication Critical patent/RU2689102C2/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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

Abstract

FIELD: oil industry.SUBSTANCE: invention relates to the oil-producing industry. Method of development of high-viscosity oil deposits includes the construction of a horizontal injection well and a production well in the reservoir, located below and parallel to the injection well, the descent into the injection well of two columns of tubing – tubing of different diameters with the placement of the ends in different intervals of the horizontal wellbore, descent of a pumped-down tubing well to a production well on a tubing string, equipped with temperature and pressure sensors and an optical fiber cable along the entire filter length, injecting steam through an injection well and pumping a production pump into the production well, carrying out thermobarometric measurements by means of geophysical studies in a production well, the results of which reveal zones with extremely high temperatures in a horizontal well of a production well. In the presence of extremely high temperatures in the interval of the ends of the tubing strings in the injection well and/or in the pump intake interval in the production well, the tubing strings are shifted the way the ends of the tubing strings and/or pump intake in the injection and/or production well, respectively, are in a less heated interval at a distance of at least 50 m from the initial installation.EFFECT: technical result is an increase in the efficiency of the development of a heavy oil field or bitumen due to the uniform heating of the steam chamber by changing the intervals of injection of the coolant and/or product selection.1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти.The invention relates to the oil industry and can find application in the development of deposits of high-viscosity oil.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин (патент RU №2379494, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №2 от 20.01.2010), горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам и контроль технологических параметров пласта и скважины, причем что окончания колонн насосно-компрессорных труб располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин, прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта с увеличением размеров паровой камеры, в процессе отбора продукции, периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды, анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.There is a method of developing deposits of high-viscosity oil using a pair of horizontal injection and production wells (patent RU No. 2379494, IPC EV 43/24, publ. Byul. No. 2 of January 20, 2010), the horizontal sections of which are placed parallel to one another in the vertical plane of the productive reservoir, equipped with tubing string, allowing simultaneous injection of heat carrier and product selection, heat carrier injection, heating of the productive formation with the creation of a steam chamber, product selection through production wells through tubing pipes and monitoring the technological parameters of the reservoir and the well, and that the ends of the tubing columns are placed at opposite ends of the conditionally horizontal well section, heating of the productive formation begins with steam injection into both wells, reduces the interwell bore of the reservoir, reduces the viscosity of high-viscosity oil , and the steam chamber is created by injecting coolant that is distributed to the upper part of the productive formation with an increase in the size of the steam chamber, during the selection process The actions, periodically, 2-3 times a week, determine the salinity of the produced water, analyze the effect of changes in salinity of the produced water on the uniform heating of the steam chamber and, taking into account the change in mineralization of the produced water, uniformly heat the steam chamber by adjusting the heat carrier injection mode or sampling wells to achieve a stable value of mineralization of the produced water.

Недостатком известного способа является низкая эффективность разработки месторождения высовязкой нефти из-за отсутствия контроля равномерности прогрева паровой камеры тепловым воздействием.The disadvantage of this method is the low efficiency of the development of deposits of high-level oil due to the lack of control of the uniform heating of the steam chamber by thermal effects.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU №2584437, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №14 от 20.05.2016), включающий закачку пара через горизонтальную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине, причем в нагнетательную скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра, конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола, в добывающей скважине размещают оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, через нагнетательную скважину закачивают пар, и проводят термобарометрические измерения, посредством оптоволоконного кабеля выявляют зоны горизонтального ствола добывающей скважины с наибольшей температурой, среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в определенной зоне размещают электроцентробежный насос, изменением подачи пара через нагнета-тельную скважину и периодичностью работы электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, при котором электроцентробежный насос работает в постоянном режиме при температуре перекачиваемой пластовой продукции, равной максимально допустимой для электроцентробежного насоса.The closest in technical essence and the achieved result is a method of operating a pair of wells producing highly viscous oil (patent RU No. 2584437, IPC EV 43/24, publ. Byul. No. 14 dated 05/20/2016), including steam injection through a horizontal well, the selection of reservoir production through a horizontal production well located below and parallel to the injection well, with two columns of pump-compressor pipes of different diameters being lowered into the injection well, the end of the larger diameter column is placed at the beginning of the horizontal a smaller diameter end is placed at the end of a horizontal well, a fiber optic cable and tubing string with an electric centrifugal pump and temperature sensors are injected into the electric motor of the centrifugal pump and in an electric centrifugal pump in the production well, and steam is pumped through the injection well thermobarometric measurements using fiber optic cable identify areas of the horizontal wellbore of the production well with the highest temperature identified zones determine the zone with a change in the angle of curvature of no more than 2 degrees at 10 m, an electric centrifugal pump is placed in a certain zone, a change in the steam supply through the injection well and the frequency of operation of the electric centrifugal pump establish the mode of operation of the pair of wells at which the electric centrifugal pump operates in a constant mode at the temperature of the pumped reservoir production, equal to the maximum allowable for the centrifugal pump.

Недостатком является то, что данный способ не предусматривает регулирование равномерного прогрева паровой камеры, вследствие чего охват пласта тепловым процессом становится неравномерным и снижается эффективность процесса в целом.The disadvantage is that this method does not provide for the regulation of the uniform heating of the steam chamber, as a result of which the coverage of the formation by the thermal process becomes uneven and the efficiency of the process as a whole decreases.

Технической задачей предлагаемого решения является повышение эффективности разработки залежи за счет равномерности прогрева паровой камеры путем изменения интервалов закачки теплоносителя и/или отбора продукции.The technical objective of the proposed solution is to increase the efficiency of reservoir development due to the uniform heating of the steam chamber by changing the intervals of injection of the coolant and / or selection of products.

Эта задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину спускаемого на колонне НКТ насоса, оснащенного на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконного кабеля по всей длине фильтра, закачка пара через нагнетательную скважину и отбор продукции насосом в добывающей скважине, проведение термобарометрических измерений посредством геофизических исследований в добывающей скважине, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют зоны с экстремально высокими температурами.This task is solved by a method of developing a highly viscous oil reservoir, including the construction of a horizontal injection well and a production well located below and parallel to the injection well in the reservoir, and the descent into the injection well of two tubing columns of different diameters with ends at different intervals of the horizontal wellbore. , the descent into the production well of a tubing downhole on a tubing of a pump, equipped with temperature and pressure sensors and a fiber optic cable Along the entire length of the filter, steam injection through the injection well and product selection by the pump in the production well, thermobarometric measurements by means of geophysical surveys in the production well, the results of which reveal zones with extremely high temperatures in the horizontal well of the production well.

Новым является то, что при наличии экстремально высоких температур в интервале концов колонн НКТ в нагнетательной скважине и/или в интервале приема насоса в добывающей скважине колонны НКТ смещают так, что концы колонн НКТ и/или прием насоса в нагнетательной и/или добывающей скважине соответственно находились в менее прогретом интервале на расстоянии не менее 50 м от первоначальной установки.New is the fact that in the presence of extremely high temperatures in the interval of tubing ends in the injection well and / or in the pump intake interval in the production well, the tubing string is shifted so that the ends of the tubing and / or pump in the injection and / or production well, respectively were in a less heated interval at a distance of at least 50 m from the initial installation.

На чертеже схематично представлен предлагаемый способ разработки месторождения высоковязкой нефти регулированием закачки теплоносителя и/или отбором продукции.The drawing shows a schematic representation of the proposed method for the development of a high-viscosity oil field by controlling the injection of coolant and / or product selection.

Предложенный способ осуществляется следующим образом. Сначала производят строительство верхней нагнетательной скважины 1 и нижней добывающей скважины 2 с фильтрами 3 и 4, соответственно расположенными друг над другом и вскрывающими продуктивный пласт 5 залежи с высоковязкой нефтью. В нагнетательную скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 6 и 7. Выходные отверстия на концах 8 и 9 колонн НКТ 6 и 7 соответственно размещены в фильтре 3 нагнетательной скважины 1 и разнесены по длине фильтра 3 нагнетательной скважины 1, разбивая его на зоны прогрева так, что исключается прорыв теплоносителя в фильтр 4 добывающей скважины 2 через более прогретую зону. Процесс паротеплового воздействия начинается со стадии предподогрева, в течение которой проводится закачка теплоносителя в обе скважины 1 и 2. За счет кондуктивного переноса тепла разогревается межскважинная зона пласта (зона между добывающей 2 и нагнетательной 1 скважинами), при этом снижается вязкость высоковязкой нефти, происходит ее термическое расширение, повышается ее подвижность. Далее нагнетательная скважина 1 используется для закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5, а добывающая скважина 2 используется для добычи высоковязкой нефти из продуктивного пласта 5. В добывающую скважину 2 размещают оптоволоконный кабель 10 и спускают колонну НКТ 11 с погружным насосом 12 с приемом 13, оснащенным датчиками температуры и давления (не показаны), на конце. Производится закачка теплоносителя (пара) в продуктивный пласт 5 по колонне НКТ 6 и 7. В зависимости от проницаемости продуктивного пласта 5 подбирают давление нагнетания и в зависимости от эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта 5 определяют объем нагнетаемого пара, при этом происходит прогревание продуктивного пласта 5 с созданием паровой камеры. Отбор разогретой тяжелой нефти или битума осуществляют с помощью погружного насоса 12 (например, электроцентробежного, винтового и т.п.), которая по колонне НКТ 11 поступает на дневную поверхность. В процессе отбора разогретой тяжелой нефти или битума происходит прорыв теплоносителя из паровой камеры в фильтр 4 горизонтального участка добывающей скважины 2, о чем свидетельствует наличие экстремально высоких температурных пиков на термограммах, которые строятся по результатам данных оптоволоконного кабеля 10 установленного в добывающей скважине 2. При наличии температурных пиков в интервале концов 8 и 9 необходимо изменить расположение выходных отверстий на концах 8 и 9 колонн НКТ 6 и 7 в нагнетательной скважине 1. При наличии температурных пиков в интервале приема 13 насоса 12 необходимо изменить расположение погружного насоса 12 в добывающей скважине 2. Например, прорыв теплоносителя в фильтр 4 добывающей скважины 2 произошел напротив интервала продуктивного пласта 5, где расположен конец 9 колонны НКТ 7 нагнетательной скважины 1, о чем свидетельствуют температурные пики с оптоволоконного кабеля 8, расположенных в пределах данного интервала в добывающей скважине 2. Для этого устанавливают выходные отверстия на конце 9 колонны НКТ 7 в другой менее прогретый интервал нагнетательной скважины 1. Если прорыв теплоносителя в фильтр 4 добывающей скважины 2 произошел напротив интервала продуктивного пласта 5, где расположен прием 13 насоса 12 тогда меняют расположение насосной установки 12 в добывающей скважине 2 - в наименее прогретый интервал. Если прорыв произошел в интервалах одного конца 8 или 9 колонн НКТ 6 и 7 соответственно или обоих концов 8 и 9 и в интервале приема 13 насоса 12, то изменяют интервал установки концов 8 и/или 9 и приема 13 насос 12 перемещением колонн НКТ 6, 7 и 11. При этом изменение интервала закачки (размещение концов 8 и/или 9 колон НКТ 6 и 7) и/или отбора (приема 13 насоса 12) должно быть на расстояние не менее 50 м по длине фильтра от первоначальной точки закачки или отбора, чтобы исключить повторный прорыв и обеспечить более равномерный прогрев пласта 5. Прорыв теплоносителя через фильтр 4 добывающей скважины 2 прекращается. Таким образом продолжают дальнейшую эксплуатацию скважин 1 и 2 в данном режиме. При наличии прорыва теплоносителя в другом интервале фильтра 4 добывающей скважины 2 аналогичным образом, как описано выше, эксплуатируют другие интервалы продуктивного пласта 5, подконтрольные выходным отверстиям концов 8 и 9 колонн труб 6 и 7.The proposed method is as follows. First, construction of the upper injection well 1 and the lower production well 2 with filters 3 and 4, respectively located one above the other and revealing the reservoir 5 of the reservoir with high-viscosity oil, is produced. In the injection well down two columns of tubing (tubing) 6 and 7. The outlet openings at the ends 8 and 9 of the columns of the tubing 6 and 7 are respectively placed in the filter 3 of the injection well 1 and spaced along the length of the filter 3 of the injection well 1, breaking it into heating zones so that a breakthrough of the coolant to the filter 4 of the production well 2 through the warmer zone is excluded. The steam and heat treatment process begins with a preheating stage, during which coolant is pumped into both wells 1 and 2. Due to conductive heat transfer, the interborehole zone of the reservoir is heated (the zone between the producing 2 and injection 1 wells), and the viscosity of high-viscosity oil decreases, thermal expansion, increases its mobility. Next, the injection well 1 is used to inject the coolant into the reservoir 5, and the production well 2 is used to extract high-viscosity oil from the reservoir 5. The production well 2 is placed on fiber optic cable 10 and lowered into the tubing string 11 with a submersible pump 12 with a receiver 13 equipped with sensors temperature and pressure (not shown) at the end. The heat carrier (steam) is pumped into the reservoir 5 through the tubing string 6 and 7. Depending on the permeability of the reservoir 5, the discharge pressure is selected and depending on the effective oil-saturated thickness of the reservoir 5, the volume of the injected vapor is heated to 5 sec. creating a steam chamber. The selection of the heated heavy oil or bitumen is carried out using a submersible pump 12 (for example, electrical centrifugal, screw, etc.), which through the tubing 11 is supplied to the surface. In the process of selection of heated heavy oil or bitumen, the coolant breaks from the steam chamber into the filter 4 of the horizontal section of the production well 2, as evidenced by the presence of extremely high temperature peaks in the thermograms, which are based on the data of the fiber optic cable 10 installed in the production well 2. If available temperature peaks in the range of ends 8 and 9, you must change the location of the outlet openings at the ends of 8 and 9 columns of the tubing 6 and 7 in the injection well 1. In the presence of temperature ur peaks in the reception interval 13 of the pump 12, you must change the location of the submersible pump 12 in the production well 2. For example, the breakthrough of the coolant in the filter 4 production well 2 occurred opposite the interval of the productive formation 5, where the end 9 of the tubing string 7 of the injection well 1 is located, as evidenced by temperature peaks from the fiber optic cable 8 located within this interval in the production well 2. To do this, install the outlet openings at the end 9 of the tubing string 7 into another less heated injection interval 1. If a coolant breakthrough into the filter 4 of the production well 2 occurred opposite the interval of the productive formation 5, where reception 13 of the pump 12 is located, then change the location of the pump unit 12 in the production well 2 to the least heated interval. If a breakthrough occurred at intervals of one end of 8 or 9 columns of the tubing 6 and 7, respectively, or both ends 8 and 9, and in the reception interval 13 of the pump 12, then change the installation interval of the ends 8 and / or 9 and reception 13 pump 12 by moving the tubing columns 6, 7 and 11. At the same time, the change in the injection interval (placement of the ends of 8 and / or 9 columns NKT 6 and 7) and / or selection (reception 13 of pump 12) should be at least 50 m along the length of the filter from the initial point of injection or selection , to eliminate re-breakthrough and provide a more uniform heating of the reservoir 5. The breakthrough of the coolant through the filter 4 production well 2 is terminated. Thus continue the further operation of wells 1 and 2 in this mode. In the presence of a coolant breakthrough in another interval of the filter 4, the production well 2 in a similar way as described above, exploit other intervals of the reservoir 5, controlled by the outlet openings of the ends 8 and 9 of the columns of pipes 6 and 7.

Предложенный способ повышает эффективность разработки месторождения тяжелой нефти или битума за счет равномерности прогрева паровой камеры путем изменения интервалов закачки теплоносителя и/или отбора продукции.The proposed method improves the efficiency of the development of a heavy oil field or bitumen due to the uniform heating of the steam chamber by changing the intervals of injection of the coolant and / or selection of products.

Claims (1)

Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину спускаемого на колонне НКТ насоса, оснащенного на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконного кабеля по всей длине фильтра, закачка пара через нагнетательную скважину и отбор продукции насосом в добывающей скважине, проведение термобарометрических измерений посредством геофизических исследований в добывающей скважине, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют зоны с экстремально высокими температурами, отличающийся тем, что при наличии экстремально высоких температур в интервале концов колонн НКТ в нагнетательной скважине и/или в интервале приема насоса в добывающей скважине колонны НКТ смещают так, что концы колонн НКТ и/или прием насоса в нагнетательной и/или добывающей скважине соответственно находились в менее прогретом интервале на расстоянии не менее 50 м от первоначальной установки.A method of developing a highly viscous oil reservoir, including the construction of a horizontal injection well and a production well in the reservoir, located below and parallel to the injection well, lowering two columns of tubing-tubing - tubing of different diameters into the injection well, placing the ends in different intervals of the horizontal wellbore, lowering into the production well of the tubing run-down pump equipped with temperature and pressure sensors and an optical fiber cable over the entire filter length pa, injection of steam through the injection well and pumping of products in the producing well, conducting thermobarometric measurements by means of geophysical surveys in the producing well, the results of which reveal areas with extremely high temperatures in the horizontal well of the producing well, characterized by the fact that in the presence of extremely high temperatures the interval of the ends of the tubing strings in the injection well and / or in the pump intake interval in the production well the tubing strings are shifted so that the ends of the tubing n tubing and / or pump in the injection and / or production well, respectively, were in a less heated interval at a distance of at least 50 m from the initial installation.
RU2017136416A 2017-10-13 2017-10-13 Method for development of high-viscosity oil deposit RU2689102C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017136416A RU2689102C2 (en) 2017-10-13 2017-10-13 Method for development of high-viscosity oil deposit

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017136416A RU2689102C2 (en) 2017-10-13 2017-10-13 Method for development of high-viscosity oil deposit

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2017136416A3 RU2017136416A3 (en) 2019-04-15
RU2017136416A RU2017136416A (en) 2019-04-15
RU2689102C2 true RU2689102C2 (en) 2019-05-23

Family

ID=66167996

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017136416A RU2689102C2 (en) 2017-10-13 2017-10-13 Method for development of high-viscosity oil deposit

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2689102C2 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2781983C1 (en) * 2022-03-04 2022-10-21 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for developing high-viscosity and bituminous oil deposits

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113863908A (en) * 2021-05-10 2021-12-31 中国石油大学(华东) Method for improving steam injection uniformity of SAGD horizontal well

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5289881A (en) * 1991-04-01 1994-03-01 Schuh Frank J Horizontal well completion
RU2287677C1 (en) * 2005-12-16 2006-11-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for extracting oil-bitumen deposit
RU2340768C2 (en) * 2007-01-19 2008-12-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells
RU2379494C1 (en) * 2008-08-15 2010-01-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Highly viscous oil fields production method
RU2412343C1 (en) * 2009-10-27 2011-02-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production
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

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5289881A (en) * 1991-04-01 1994-03-01 Schuh Frank J Horizontal well completion
RU2287677C1 (en) * 2005-12-16 2006-11-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for extracting oil-bitumen deposit
RU2340768C2 (en) * 2007-01-19 2008-12-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells
RU2379494C1 (en) * 2008-08-15 2010-01-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Highly viscous oil fields production method
RU2412343C1 (en) * 2009-10-27 2011-02-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production
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

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2781983C1 (en) * 2022-03-04 2022-10-21 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for developing high-viscosity and bituminous oil deposits
RU2794686C1 (en) * 2022-08-29 2023-04-24 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of deposits of high-viscosity oil and natural bitumen
RU2814237C1 (en) * 2023-09-19 2024-02-28 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for determining temperature distribution in oil well producing superviscous oil

Also Published As

Publication number Publication date
RU2017136416A3 (en) 2019-04-15
RU2017136416A (en) 2019-04-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2584437C1 (en) Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil
RU2379494C1 (en) Highly viscous oil fields production method
RU2663526C1 (en) Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells
RU2663528C1 (en) Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil
RU2663527C1 (en) Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil
RU2531963C1 (en) Development of thick oil or bitumen deposits
RU2412342C1 (en) Procedure for development of deposit of heavy oil or bitumen with control of pumping heat carrier into well
RU2410534C1 (en) Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit by using two-head horizontal wells
RU2442884C1 (en) Method for development of high-viscosity and heavy oil with thermal action
RU2555713C1 (en) Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen
RU2582251C1 (en) Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen
RU2689102C2 (en) Method for development of high-viscosity oil deposit
RU2527984C1 (en) Development method of ultraviscous oil deposit
RU2694317C1 (en) Method of completion and development of steam horizontal wells producing high-viscosity oil
RU2550635C1 (en) Development method for high-viscosity oil or bitumen field
RU103845U1 (en) DEVICE FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OIL OR BITUMEN
RU2526047C1 (en) Development of extra-heavy crude oil
RU2678738C1 (en) Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method
RU2434129C1 (en) Procedure for development of high viscous oil deposit
RU2610966C1 (en) Highly viscous oil or bitumen field development method
RU2431745C1 (en) Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of two well head horizontal wells
CA2926346C (en) Method of development of a deposit of high-viscosity oil or bitumen
RU2474680C1 (en) Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit using two-head horizontal wells
RU2543848C1 (en) Development method of heavy oil or bitumen mine field with controlled product extraction from horizontal wells
RU2514044C1 (en) Method of high-viscosity oil pool development

Legal Events

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

Effective date: 20191014

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20210219