RU2719882C1 - Development method of super-viscous oil deposit at late stage - Google Patents
Development method of super-viscous oil deposit at late stage Download PDFInfo
- Publication number
- RU2719882C1 RU2719882C1 RU2019130816A RU2019130816A RU2719882C1 RU 2719882 C1 RU2719882 C1 RU 2719882C1 RU 2019130816 A RU2019130816 A RU 2019130816A RU 2019130816 A RU2019130816 A RU 2019130816A RU 2719882 C1 RU2719882 C1 RU 2719882C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- wells
- injection
- well
- production
- Prior art date
Links
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
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения добычи сверхвязкой нефти на месторождении за счет расширения областей этой залежи, прогреваемых паром, для добычи из нее продукции.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for increasing the production of super-viscous oil in the field by expanding the areas of this reservoir heated by steam for the extraction of products from it.
Известен способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов (патент RU № 2531963, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.10.2014 в Бюл. № 30), 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 сверхвязкой 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, причем 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, строят дополнительную скважину между близлежащими парами горизонтальных скважин, причем 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.A known method of developing a field of highly viscous oils or bitumen (patent RU No. 2531963, IPC EV 43/24, published on 10/27/2014 in Bull. No. 30), 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 reservoir and creating a steam chamber, product selection due to steam-gravity drainage through production wells and monitoring the state of the steam chamber, while developing m super-viscous oil is dispensed by controlling the current size of the steam chamber by changing the volume of coolant pumped into the injection wells and withdrawing fluid from the producing wells with control of the volume of the steam chamber, and the observation wells are opened at least 0.5 m below the lower horizontal production well, but above the level water-oil contact (OWC) at 0.5 ÷ 1 m, build an additional well between adjacent pairs of horizontal wells, and if the area of the vapor chamber into the product in the reservoir is less than the distance between the pairs of production and injection wells, then build an additional horizontal well, if more - then a vertical one, while additional wells are opened below the lower production horizontal well by at least 0.5 m, but not lower than the level of oil-well drilling by more than 0 , 5 m, they heat up additional wells with a coolant until a thermohydrodynamic connection is created with nearby pairs of horizontal wells, followed by transfer to product selection to ensure a symmetrical and uniform When the steam chamber is distributed 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 данного способа являются большие временные и финансовые затраты из-за необходимости строительства дополнительных горизонтальных скважин с поверхности без учета содержания нефти в пробуренных интервалах, что также снижает эффективность использования.The disadvantages of this method are the large time and financial costs due to the need to build additional horizontal wells from the surface without taking into account the oil content in the drilled intervals, which also reduces the efficiency of use.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии (патент RU № 2675114, МПК Е21В 43/24, опубл. 17.12.2018 в Бюл. № 35), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль состояния паровой камеры, причем после выработки участка залежи в одной из пар скважин останавливают закачку пара и отбор жидкости, после снижения температуры в добывающей скважине ниже 80°С из остывшей добывающей скважины извлекают фильтр-хвостовик, из добывающей скважины производят бурение нового горизонтального ствола, оснащаемого впоследствии фильтром-хвостовиком, в направлении не охваченных разработкой участков, производят закачку пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволами и поддержания необходимой температуры, закачивают пар через нагнетательную скважину и осуществляют отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через новый ствол добывающей скважины с контролем состояния паровой камеры.The closest in technical essence is the way to develop deposits of super-viscous oil at a late stage (patent RU No. 2675114, IPC ЕВВ 43/24, published on December 17, 2018 in Bull. No. 35), which includes the construction of pairs of horizontal production and injection wells located one above the other equipped in the horizontal part with appropriate liner filters, heating the reservoir by pumping coolant - steam into both wells with heating the reservoir and creating a steam chamber, injecting steam through injection wells, sampling at the expense of steam-gravity drainage through production wells and monitoring the state of the steam chamber, and after developing a deposit section in one of the pairs of wells, steam injection and liquid withdrawal are stopped, after the temperature in the production well drops below 80 ° C, a filter shank is removed from the cooled production well from the production well drill a new horizontal well, which is subsequently equipped with a filter-liner, in the direction of the areas not covered by the development, inject steam into both wells to obtain In order to maintain the hydrodynamic connection between the shafts and maintain the required temperature, steam is pumped through the injection well and production is selected due to steam-gravity drainage through the new well of the producing well with the state of the steam chamber being monitored.
Недостатками данного способа являются сложность реализации и большие временные и финансовые затраты, связанные с необходимостью извлечения фильтра-хвостовика из добывающей скважины, что также может привести к аварийным ситуациям, связанным с застреванием фильтра-хвостовика в стволе скважины при извлечении.The disadvantages of this method are the complexity of the implementation and the large time and financial costs associated with the need to remove the filter liner from the producing well, which can also lead to emergency situations associated with a stuck filter liner in the wellbore during extraction.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание безаварийного способа разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии позволяющего с наименьшими затратами времени произвести строительство нового горизонтального ствола из добывающей скважины.The technical task of the proposed invention is the creation of a trouble-free method of developing a reservoir of super-viscous oil at a late stage, which allows for the least cost of time to build a new horizontal well from the producing well.
Техническая задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии, включающим строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль состояния паровой камеры, причем после выработки участка залежи в одной из пар скважин останавливают закачку пара и отбор жидкости, после снижения температуры в добывающей скважине ниже пороговой из остывшей добывающей скважины производят бурение нового горизонтального ствола, оснащаемого впоследствии фильтром-хвостовиком, в направлении не охваченных разработкой участков, с последующей закачкой пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволами и поддержания необходимой температуры, закачивают пар через нагнетательную скважину и осуществляют отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через новый ствол добывающей скважины с контролем состояния паровой камеры.The technical problem is solved by the method of developing a super-viscous oil reservoir at a late stage, including the construction of pairs of horizontal production and injection wells located one above the other, equipped in the horizontal part with appropriate filter shanks, heating the reservoir by pumping coolant - steam into both wells with heating the reservoir and creating steam chambers, steam injection through injection wells, product selection due to steam gravity drainage through production wells and monitoring melting of the steam chamber, and after the development of the deposit section in one of the pairs of wells, steam injection and fluid withdrawal are stopped, after a decrease in temperature in the production well below the threshold from the cooled production well, a new horizontal well is drilled, subsequently equipped with a filter liner, in the direction not covered by development sections, followed by steam injection into both wells to obtain a hydrodynamic connection between the shafts and maintain the required temperature, steam is pumped through the pump Yelnia well and selects products due SAGD new barrel through the production well to control the state of the steam chamber.
Новым является то, что в качестве пороговой температуры принимают 60°С и менее, перед строительством нового горизонтального ствола в добывающую скважину спускают клин-отклонитель с направлением скоса в сторону не охваченных разработкой участков, вырезают окно в обсадной колонне добывающей скважины, через которое впоследствии бурят новый горизонтальный ствол.What is new is that 60 ° C or less is taken as the threshold temperature, before the construction of a new horizontal well, a deflector wedge is lowered into the production well with the bevel directed to areas not covered by the development, a window is cut in the casing of the production well, through which they are subsequently drilled new horizontal trunk.
Способ реализуется в следующей последовательности.The method is implemented in the following sequence.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой фильтров-хвостовиков, располагаемых в горизонтальном участке соответствующей скважины. Прогрев залежи производят закачкой теплоносителя (пара) в обе скважины с прогревом продуктивного пласта залежи и созданием паровой камеры. После чего закачку пара осуществляют через нагнетательную скважину, отбирают продукцию за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину и контроль за состоянием паровой камеры (например, не показанными на фигурах датчиками температуры и/или давления, спускаемыми в добывающую скважину и/или нагнетательную скважину при строительстве).A method for developing a highly viscous oil reservoir involves the construction of horizontal production and upstream injection wells with the installation of filter shanks located in the horizontal section of the corresponding well. The heating of the deposit is carried out by pumping a heat carrier (steam) into both wells with heating of the productive layer of the deposit and creating a steam chamber. After that, steam is injected through the injection well, products are selected due to steam gravity drainage through the production well and the state of the steam chamber is monitored (for example, temperature and / or pressure sensors not shown in the figures that are discharged into the production well and / or injection well during construction) .
После выработки участка залежи в скважинах останавливают соответственно закачку пара и отбор жидкости, после снижения температуры в добывающей скважине ниже 60°С в ней и близлежащих скважинах проводят геофизические исследования для определения не охваченных разработкой участков залежи. В остывшую добывающую скважину спускают клин-отклонитель с направлением скоса в сторону не охваченных разработкой участков для вырезания фрезой в обсадной колонне добывающей скважины окна, через которое впоследствии бурят новый горизонтальный ствол, оснащаемый в последствии фильтром-хвостовиком. Далее производят закачку пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволом нагнетательной скважины и новым горизонтальным стволом добывающей скважины и поддержания необходимой температуры. После чего закачивают пар через нагнетательную скважину и осуществляют отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через новую добывающую с новым горизонтальным стволом, осуществляя контроль за состоянием паровой камеры (например, не показанными на фигурах датчиками температуры и/или давления, спускаемыми в стволы соответствующих скважин при строительстве).After the development of the deposit section in the wells, the injection of steam and liquid withdrawal are stopped respectively, after the temperature in the producing well drops below 60 ° C, geophysical studies are carried out in it and nearby wells to determine the deposits that are not covered by the development. A deflecting wedge is lowered into the cooled production well with the bevel directed to the areas not covered by the development for cutting a window in the casing of the producing well with a cutter and through which a new horizontal well is subsequently drilled, which is subsequently equipped with a filter liner. Next, steam is injected into both wells to obtain a hydrodynamic connection between the injection wellbore and the new horizontal production wellbore and maintain the required temperature. After that, steam is pumped through the injection well and production is selected due to steam gravity drainage through the new production with a new horizontal wellbore, monitoring the state of the steam chamber (for example, temperature and / or pressure sensors not shown in the figures that are lowered into the trunks of the corresponding wells during construction )
Пример конкретного выполненияConcrete example
На Ашальчинской залежи битума, находящемся на глубине 85 м, залежь представлена неоднородными пластами толщиной 20-30 м 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 верхнюю нагнетательную скважину на абсолютной отметке 12 метров и нижнюю добывающую скважину на абсолютной отметке 8 метров с горизонтальными участками, снабженными соответствующими фильтрами-хвостовиками длинной 500 м, которые расположены друг над другом. Прогрев залежи 1 произвели закачкой пара в объеме 8000 т и при температуре 220°С в обе скважины с прогревом продуктивного пласта залежи и созданием паровой камеры через 2 мес. Далее производили закачку пара в объеме 65 т/сут через нагнетательную скважину с отбором продукции через добывающую скважину в объеме 110 т/сут. После выработки запасов с участка залежи закачку пара и отбор продукции прекратили. После снижения температуры в нагнетательной скважине до 80°С, а в добывающей - до 55°С, из скважины остановили. В добывающей скважине и близлежащих скважинах провели геофизические исследования и определили неохваченные разработкой участки залежи. В остывшую добывающую скважину спустили клин-отклонитель (см. патент RU № 2565620), скос которого при помощи геолокационного оборудования, расположенного выше клина-отклонителя, направили в сторону не охваченных разработкой участков. Вырезали фрезой в обсадной колонне добывающей скважины окно, из которого потом пробурили из существующей эксплуатационной колонны скважины новый горизонтальный ствол в направлении не введенного в разработку участка залежи. Новый горизонтальный ствол оснастили фильтром-хвостовиком (не показан) длиной 500 м. Далее осуществили закачку пара в суммарном объеме 3600 т в добывающую скважину и начали постоянную закачку пара в нагнетательную скважину в объеме 70 т/сут для получения гидродинамической связи между стволом нагнетательной скважины и новым горизонтальным стволом добывающей скважины и поддержания необходимой температуры. После чего производиться постоянная закачка пара в объеме 70 т/сут через нагнетательную скважину и осуществляется отбор продукции за счет паро-гравитационного дренажа через новую добывающую скважину с новым горизонтальным стволом в объеме 125 т/сут. Контроль за состоянием паровой камеры осуществлялся датчиками температуры и давления на оптико-волоконном кабеле (не показан), спущенном в новый горизонтальный ствол добывающей скважины.In the Ashalchinsky bitumen deposit, located at a depth of 85 m, the deposit is represented by heterogeneous formations with a thickness of 20-30 m with a reservoir temperature of 8 ° C, a pressure of 0.5 MPa, an oil saturation of 0.7 units, a porosity of 30%, and a permeability of 2.65 μm 2, the density of bitumen in reservoir conditions 960 kg / m 3, viscosity of 22000 mPas, a pair of horizontal wells drilled injection well at the top of the absolute around 12 meters and a bottom production well at an altitude of 8 meters from the horizontal portions provided with respective filters shank-d Ina 500 m, which are arranged one above the other. Warm-up of reservoir 1 was carried out by steam injection in a volume of 8000 tons and at a temperature of 220 ° C in both wells with heating of the productive formation of the reservoir and the creation of a steam chamber after 2 months. Next, steam was pumped in a volume of 65 tons / day through an injection well with production being taken through a production well in a volume of 110 tons / day. After the development of reserves from the site of the deposit, the injection of steam and the selection of products were stopped. After lowering the temperature in the injection well to 80 ° C, and in the producing well to 55 ° C, the well was stopped from the well. Geophysical surveys were carried out in the producing well and nearby wells and areas of the reservoir that were not covered by the development were determined. A deflector wedge was lowered into a cooled production well (see RU Patent No. 2565620), the bevel of which was guided with the help of geolocation equipment located above the deflector wedge to the areas not covered by the development. A window was cut out with a milling cutter in the casing of the producing well, from which a new horizontal well was then drilled from the existing production string of the well in the direction of the non-entered section of the reservoir. A new horizontal well was equipped with a filter shaft (not shown) with a length of 500 m. Next, steam was injected in a total volume of 3,600 tons into the production well and continuous steam injection into the injection well was started at a volume of 70 tons per day to obtain a hydrodynamic connection between the injection well and a new horizontal wellbore of the producing well and maintaining the required temperature. After that, steam is continuously injected in a volume of 70 tons / day through an injection well and products are selected by steam-gravity drainage through a new production well with a new horizontal well in a volume of 125 tons / day. The state of the steam chamber was monitored by temperature and pressure sensors on an optical fiber cable (not shown), lowered into a new horizontal wellbore of the producing well.
При реализации способа время на строительство нового горизонтального ствола по сравнению с аналогом снизилось в среднем на 16% и полностью исключились аварийные ситуации.When implementing the method, the time to build a new horizontal trunk compared to its counterpart decreased on average by 16% and emergency situations were completely eliminated.
Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии позволяет с наименьшими затратами времени произвести строительство нового горизонтального ствола из добывающей скважины, исключая аварийные ситуации, связанные с извлечением фильтра перед строительством нового горизонтального ствола.The proposed method for the development of a super-viscous oil reservoir at a late stage makes it possible to construct a new horizontal well from a producing well with the least expenditure of time, excluding emergency situations associated with removing the filter before constructing a new horizontal well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019130816A RU2719882C1 (en) | 2019-09-30 | 2019-09-30 | Development method of super-viscous oil deposit at late stage |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019130816A RU2719882C1 (en) | 2019-09-30 | 2019-09-30 | Development method of super-viscous oil deposit at late stage |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2719882C1 true RU2719882C1 (en) | 2020-04-23 |
Family
ID=70415622
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019130816A RU2719882C1 (en) | 2019-09-30 | 2019-09-30 | Development method of super-viscous oil deposit at late stage |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2719882C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2758636C1 (en) * | 2021-04-15 | 2021-11-01 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of deposits of high-viscosity oil or bitumen |
| RU2773651C1 (en) * | 2021-08-05 | 2022-06-06 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Borehole pumping unit for the extraction of bituminous oil |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2181831C1 (en) * | 2001-06-13 | 2002-04-27 | Нефтегазодобывающее управление "Лениногорскнефть" | Method of oil pool development |
| RU2433254C1 (en) * | 2010-04-21 | 2011-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil filed development |
| RU2442883C1 (en) * | 2010-08-27 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil reserves |
| US8474531B2 (en) * | 2009-11-24 | 2013-07-02 | Conocophillips Company | Steam-gas-solvent (SGS) process for recovery of heavy crude oil and bitumen |
| WO2013170356A1 (en) * | 2012-05-17 | 2013-11-21 | Ben Nzekwu | Steam assisted gravity drainage system and method |
| RU2675114C1 (en) * | 2018-02-05 | 2018-12-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
-
2019
- 2019-09-30 RU RU2019130816A patent/RU2719882C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2181831C1 (en) * | 2001-06-13 | 2002-04-27 | Нефтегазодобывающее управление "Лениногорскнефть" | Method of oil pool development |
| US8474531B2 (en) * | 2009-11-24 | 2013-07-02 | Conocophillips Company | Steam-gas-solvent (SGS) process for recovery of heavy crude oil and bitumen |
| RU2433254C1 (en) * | 2010-04-21 | 2011-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil filed development |
| RU2442883C1 (en) * | 2010-08-27 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil reserves |
| WO2013170356A1 (en) * | 2012-05-17 | 2013-11-21 | Ben Nzekwu | Steam assisted gravity drainage system and method |
| RU2675114C1 (en) * | 2018-02-05 | 2018-12-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2758636C1 (en) * | 2021-04-15 | 2021-11-01 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of deposits of high-viscosity oil or bitumen |
| RU2773651C1 (en) * | 2021-08-05 | 2022-06-06 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Borehole pumping unit for the extraction of bituminous oil |
| RU2784210C1 (en) * | 2022-01-31 | 2022-11-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for preparing a medicinal product for external use |
| RU2808285C1 (en) * | 2023-04-05 | 2023-11-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method for developing super-viscous oil deposits at a late stage |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2295030C1 (en) | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen | |
| US5215149A (en) | Single horizontal well conduction assisted steam drive process for removing viscous hydrocarbonaceous fluids | |
| RU2527051C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| NL9100287A (en) | METHOD AND WELL SYSTEM FOR THE RECOVERY OF HYDROCARBONS. | |
| RU2663532C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
| RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2582529C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2567918C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2678739C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
| RU2515662C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2719882C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit at late stage | |
| RU2496000C1 (en) | Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2618542C1 (en) | Method for development of oil deposits by hydraulic fracturing fractures | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2342524C1 (en) | Method of development of high viscous oil or bitumen deposit | |
| RU2720725C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit | |
| RU2693055C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2690586C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2505668C1 (en) | Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells | |
| RU2646904C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil or bitumen field | |
| RU2758636C1 (en) | Method for development of deposits of high-viscosity oil or bitumen |