RU2735009C1 - Method for development of ultraviscous oil deposit by thermal methods at a late stage - Google Patents
Method for development of ultraviscous oil deposit by thermal methods at a late stage Download PDFInfo
- Publication number
- RU2735009C1 RU2735009C1 RU2020115180A RU2020115180A RU2735009C1 RU 2735009 C1 RU2735009 C1 RU 2735009C1 RU 2020115180 A RU2020115180 A RU 2020115180A RU 2020115180 A RU2020115180 A RU 2020115180A RU 2735009 C1 RU2735009 C1 RU 2735009C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- injection
- steam
- oil
- development
- Prior art date
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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- 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
- E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и направлено на увеличение технологической эффективности разработки залежей сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки путем нагнетания в залежь горячей воды.The invention relates to the oil industry and is aimed at increasing the technological efficiency of developing super-viscous oil deposits at a late stage of development by injecting hot water into the deposit.
Известен способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки (патент RU №2611789, МПК Е21В 43/24, опубл. 01.03.2017 г. Бюл. №7) Согласно изобретению, по уточненным геологическим данным выбирается участок залежи с большой выработкой пласта, с помощью термобарометрических исследований по ряду контрольных, наблюдательных и эксплуатационных скважин проводится оконтуривание паровой камеры, определяются ее наиболее низкие и высокие по абсолютной величине отметки, закачку пара прекращают, производят выбор скважин под нагнетание сточной воды и газа; в скважины с перфорацией, имеющей уровень, соответствующий нижней границе паровой камеры, закачивается горячая сточная вода, нагнетательные скважины, находящиеся в купольной зоне паровой камеры, переводят под закачку азота. Путем закачки жидкого и газообразного агентов увеличивают пластовое давление до начального, из добывающих скважин производят отбор жидкости. There is a known method of developing a reservoir of high-viscosity and super-viscous oil by thermal methods at a late stage of development (patent RU No. 2611789, IPC Е21В 43/24, publ. 03/01/2017, bull. No. 7) According to the invention, according to the refined geological data, a section of the deposit with a large formation, with the help of thermobarometric studies for a number of control, observation and production wells, the steam chamber is delineated, its lowest and highest in absolute value marks are determined, steam injection is stopped, wells are selected for injecting waste water and gas; hot waste water is pumped into the wells with perforation having a level corresponding to the lower boundary of the steam chamber, injection wells located in the dome zone of the steam chamber are transferred to nitrogen injection. By injecting liquid and gaseous agents, the reservoir pressure is increased to the initial one, and fluid is withdrawn from the production wells.
Недостатком данного способа является высокая вероятность прорыва закачиваемого газообразного агента в интервал перфорации добывающих скважин, необходимость закачки больших объемов газа в паровую камеру с целью увеличения пластового давления до необходимых значений, большие материальные и экономические затраты на выработку газа и закачку его в пласт.The disadvantage of this method is the high probability of a breakthrough of the injected gaseous agent into the perforation interval of the production wells, the need to inject large volumes of gas into the steam chamber in order to increase the reservoir pressure to the required values, large material and economic costs for gas production and its injection into the reservoir.
Известен способ разработки месторождений высоковязкой нефти или битума (патент RU 2582256 С1, МПК E21B 43/24, опубл. 20.04.2016, бюл. №11), включающий строительство пар, расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также дополнительных горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через верхние 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. Дополнительную скважину строят между добывающей и нагнетательной скважинами. Растворитель закачивают через дополнительную скважину поинтервально в зоны наименьшего прогрева. A known method for the development of fields of high-viscosity oil or bitumen (patent RU 2582256 C1, IPC E21B 43/24, publ. 20.04.2016, bull. No. 11), including the construction of pairs located one above the other horizontal production and injection wells, as well as additional horizontal wells, pumping a coolant through the upper injection wells with heating the reservoir and creating a steam chamber, product selection due to steam-gravity drainage through the producing wells and monitoring the state of the steam chamber. An additional well is built between the production and injection wells. The solvent is pumped through the additional well at intervals into the least warm-up zones.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, его применении на залежах тяжелой нефти или природного битума возникает необходимость бурения нагнетательных и добывающей скважин на предельно малом расстоянии порядка 5 м друг от друга и необходимость бурения дополнительной скважины между ними, что крайне сложно с точки зрения технологии бурения;- firstly, its application on heavy oil or natural bitumen deposits arises the need to drill injection and production wells at an extremely small distance of about 5 m from each other and the need to drill an additional well between them, which is extremely difficult from the point of view of drilling technology;
- во-вторых, способ подразумевает подачу в пласт растворителя, что подразумевает дополнительные затраты;- secondly, the method implies supplying a solvent to the formation, which implies additional costs;
- в-третьих, данный способ малоэффективен на поздней стадии разработки залежи сверхвязкой нефти. - thirdly, this method is ineffective at the late stage of development of super-viscous oil deposits.
Также известен способ разработки залежей сверхтяжелой нефти или природного битума (патент RU 2643056 С1, МПК E21B 43/24, опубл. 30.01.2018, бюл. №4), предусматривающий бурение горизонтальной добывающей скважины вблизи подошвы пласта, бурение выше нее в той же вертикальной плоскости параллельно добывающей скважине нагнетательной горизонтальной скважины на расстоянии, обеспечивающем возможность создания гидродинамической связи между скважинами для инициирования процесса дренирования, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор жидкости из добывающей скважины, бурят дополнительную нагнетательную скважину над горизонтальной нагнетательной скважиной параллельно ей в вертикальной плоскости на минимальном расстоянии от кровли пласта с учетом технической возможности выдержать траекторию скважины без проходки по вышележащим породам, фиксируют момент установления гидродинамической связи между верхней нагнетательной и добывающей скважинами, после чего прекращают закачку пара в нижнюю нагнетательную скважину и начинают закачивать пар в верхнюю нагнетательную скважину до завершения периода выработки элемента вытеснения.There is also a known method for the development of superheavy oil or natural bitumen deposits (patent RU 2643056 C1, IPC E21B 43/24, publ. 01/30/2018, bulletin No. 4), which provides for drilling a horizontal production well near the bottom of the formation, drilling above it in the same vertical plane parallel to the production well of the horizontal injection well at a distance that provides the possibility of creating a hydrodynamic connection between the wells to initiate the drainage process, injecting steam into the injection well and withdrawing fluid from the production well, drill an additional injection well above the horizontal injection well parallel to it in the vertical plane at a minimum distance from the top of the reservoir, taking into account the technical ability to maintain the well trajectory without drilling through the overlying rocks, the moment of establishing a hydrodynamic connection between the upper injection and production wells is recorded, after which steam injection into the lower injection is stopped well and start pumping steam into the upper injection well before the end of the period of production of the displacement element.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, высокие материальные затраты на бурение дополнительной горизонтальной скважины в кровле продуктивного пласта над каждой парой горизонтальных скважин; - firstly, high material costs for drilling an additional horizontal well in the top of the productive formation above each pair of horizontal wells;
- во-вторых, данный способ малоэффективен на поздней стадии разработки залежи сверхвязкой нефти.- secondly, this method is ineffective at the late stage of the development of super-viscous oil deposits.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки (патент RU 2673934 С1, МПК E21B 43/24, опубл. 03.12.2018, бюл. №34), включающий закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, на поздней стадии разработки прекращение закачки пара, определение параметров паровой камеры, закачку горячей воды в пласт и отбор продукции, отличающийся тем, что выбирают пару скважин с термобарическими условиями в верхней нагнетательной скважине ниже температуры парообразования в пластовых условиях, с сокращением дебита по нефти до 1-3 т/сут, после чего останавливают закачку пара в верхнюю скважину, нижнюю скважину переводят под нагнетание воды объемом 30-80 м3/сут с температурой 40-65°С, а верхнюю запускают под отбор продукции пласта.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing super-viscous oil deposits by thermal methods at a late stage of development (patent RU 2673934 C1, IPC E21B 43/24, publ. 03.12.2018, bul. No. 34), including steam injection into injection wells , heating the reservoir with the creation of a steam chamber, oil withdrawal through the production wells, at a late stage of development, the termination of steam injection, determination of the parameters of the steam chamber, injection of hot water into the reservoir and product selection, characterized in that a pair of wells with thermobaric conditions in the upper injection well below the vaporization temperature in reservoir conditions, with a reduction in oil production rate to 1-3 tons / day, after which steam injection into the upper well is stopped, the lower well is transferred to water injection with a volume of 30-80 m 3 / day with a temperature of 40-65 ° С, and the upper one is launched for selection of the formation products.
Недостатком данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, высокая вероятность быстрого обводнения верхней горизонтальной скважины ввиду близкого расположения нижней горизонтальной скважины;- firstly, there is a high probability of rapid flooding of the upper horizontal well due to the close location of the lower horizontal well;
- во-вторых, отсутствие возможности выработки остаточных запасов из верхней части пласта-коллектора. - secondly, the inability to develop residual reserves from the upper part of the reservoir.
Техническими задачами данного предложения являются повышение эффективности теплового воздействия при максимально возможном извлечении остаточной сверхвязкой нефти из сводовой части продуктивного пласта (в верхней части коллектора пласта) с исключением быстрого обводнения добывающих дополнительных скважин на поздней стадии разработки, что приводит к снижению материальных и экономических затрат за счет экономии на исключении остановок добычи из-за обводнения продукции.The technical objectives of this proposal are to increase the efficiency of thermal impact with the maximum possible recovery of residual super-viscous oil from the top of the productive formation (in the upper part of the reservoir) with the exception of rapid watering of additional production wells at a later stage of development, which leads to a decrease in material and economic costs due to savings on the elimination of production stops due to product flooding.
Технические задачи решаются способом разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки, включающим закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, на поздней стадии разработки прекращение закачки пара, закачку горячей воды в пласт и отбор продукции, останавливают закачку пара в верхнюю скважину, нижнюю скважину переводят под нагнетание горячей воды с температурой 40-65°С.Technical problems are solved by the method of developing a super-viscous oil reservoir by thermal methods at a late stage of development, including steam injection into injection wells, heating of a productive formation with the creation of a steam chamber, oil withdrawal through production wells, at a late stage of development, termination of steam injection, injection of hot water into the reservoir, and product selection, steam injection into the upper well is stopped, the lower well is transferred to hot water injection with a temperature of 40-65 ° C.
Новым является то что изначально после геофизических исследований через наблюдательные скважины залежь разбуривают рядами параллельных парных добывающих и нагнетательных скважин, направленных навстречу аналогичным соответствующим скважинам из соседнего ряда с выдерживанием расстояния между забоями, исключающими прорыв пара и/или горячей воды из одной скважины в другую, а после перевода под нагнетание нижних горизонтальных скважин производят геофизические исследования в наблюдательных скважинах для определения нефтенасыщенных зон пласта, в которых бурят дополнительные добывающие горизонтальные скважины в сводовой части продуктивного пласта между забоями ранее пробуренных горизонтальных скважин на расстоянии 1 - 3 м от кровли продуктивного пласта.What is new is that initially, after geophysical surveys through observation wells, the deposit is drilled out in rows of parallel paired production and injection wells directed towards similar corresponding wells from an adjacent row with keeping the distance between the bottom holes, excluding the breakthrough of steam and / or hot water from one well to another, and after transferring the lower horizontal wells to injection, geophysical studies are carried out in observation wells to determine the oil-saturated zones of the formation, in which additional horizontal production wells are drilled in the top of the productive formation between the bottoms of previously drilled horizontal wells at a distance of 1 - 3 m from the top of the productive formation.
На фиг. 1 изображена схема расположения горизонтальных скважин в залежи (вид сверху).FIG. 1 shows the layout of horizontal wells in the reservoir (top view).
На фиг. 2 изображена схема расположения горизонтальных скважин в залежи (вид сбоку).FIG. 2 shows the layout of horizontal wells in the reservoir (side view).
Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.
Способ разработки пласта 1 (фиг. 2) залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки включает первоначальное разбуривайте по редкой сетке наблюдательными скважинами (не показаны), через которые проводят геофизических исследований для определения строения пласта 1 и его нефтенасыщенность. По результатам этих исследований пласт 1 залежи разбуривают рядами параллельных парных добывающих 2 и нагнетательных 3 скважин, направленных навстречу аналогичным соответствующим скважинам 4 и 5 из соседнего ряда с выдерживанием расстояния L между забоями, исключающими прорыв пара и/или горячей воды из одной скважины 3, 5, 2 или 4 в другую 5, 3, 4 или 2 соответственно. Производят закачку пара в горизонтальные нагнетательные скважины 3 и 5, прогрев продуктивного пласта 1 с созданием паровой камеры (не показана), отбор нефти через добывающие скважины 2 и 4. На поздней стадии разработки прекращают закачку пара и отбор продукции, при этом останавливают закачку пара в верхние скважины 3 и 5 (фиг.1, 2), а нижние скважины 2 и 4 переводят под нагнетание горячей воды с температурой 40 - 65°С. При этом производят геофизические исследования в наблюдательных скважинах для определения нефтенасыщенных зон 6 пласта 1, в которых бурят дополнительные добывающие горизонтальные скважины 7 (фиг.1, 2) в сводовой части продуктивного пласта 1 между забоями ранее пробуренных горизонтальных скважин 1, 3, 4 и 5 на расстоянии 1 - 3 м от кровли продуктивного пласта 1.The method of developing reservoir 1 (Fig. 2) of super-viscous oil deposits by thermal methods at a late stage of development includes the initial drilling along a sparse grid with observation wells (not shown), through which geophysical studies are carried out to determine the structure of reservoir 1 and its oil saturation. According to the results of these studies, reservoir 1 of the reservoir is drilled out in rows of parallel paired
Расстояние Н между горизонтальными скважинами в рядах выбирается с учетом геологических свойств пласта 1 и свойств продукции этого пласта 1 для максимального нефтеизвлечения (повышения коэффициента извлечения нефти - КИН). Чем выше проницаемость пласта 1 и менее вязкая нефть тем расстояние Н больше. Например, для Ашальчинского месторождения Республики Татарстан (РТ) Н=90-110 м. Такая же зависимость от проницаемости пласта 1 и вязкости его продукции у расстояния L между забоями скважин 2, 3 и 4, 5. Например, для Ашальчинского месторождения РТ L = 70 - 80 м. Авторы на это не претендуют.The distance H between horizontal wells in the rows is selected taking into account the geological properties of reservoir 1 and the properties of the production of this reservoir 1 for maximum oil recovery (increasing the oil recovery factor - ORF). The higher the permeability of formation 1 and the less viscous oil, the greater the distance H. For example, for the Ashalchinskoye field of the Republic of Tatarstan (RT) H = 90-110 m. The same dependence on the permeability of formation 1 and the viscosity of its production at the distance L between the bottomholes of
Объемы закачки пара и воды и отбора продукции принимаются расчетами или эмпирическим путем из применяемых ранее на аналогичных месторождениях. Авторы на это не претендуютThe volumes of steam and water injection and product withdrawal are taken by calculations or empirically from those previously used in similar fields. The authors do not claim this
Пример конкретного применения.An example of a specific application.
На Больше-Каменской залежи сверхвязкой нефти пласт 1 находится на глубине 170 м, коллектор представлен толщиной 15 - 25 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм2, плотностью сверхвязкой нефти в пластовых условиях 960 кг/м3, вязкостью 22000 мПа⋅с. Пробурили после геофизических исследований в наблюдательных скважинах в пласте 1 встречные добывающие 2 и 4 (фиг. 1 и 2) и расположенные выше нагнетательные 3 и 5 соответственно - пары горизонтальных скважин. Произвели закачку теплоносителя - пара во все скважины 2, 3, 4 и 5 с прогревом продуктивного пласта 1 залежи и созданием паровой камеры. После чего закачку пара осуществляли через нагнетательные скважины 3 и 5 в количестве 70 - 120 т/сут, отбирали продукцию за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины 2 и 4 с дебитом по нефти 10 - 20 т/сут. После 10 лет эксплуатации и снижения дебита до 3 т/сут по нефти в добывающих скважинах 2 и 4 участка залежи, остановили закачку пара в верхние скважины 3 и 5 и отбор жидкости из нижних скважин 2 и 4. Оборудовали нижние горизонтальные скважины 2 и 4 под закачку горячей воды объемом 70 - 80 м3/сут с температурой 58 - 60°С. Произвели геофизические исследования в наблюдательных скважинах (не показаны) и определили расположение нефтенасыщенной зоны 6 (фиг. 2), в которой произвели бурение новой горизонтальной скважины 7 на расстоянии 1,2 - 2 метра от кровли продуктивного пласта 1 между забоями ранее пробуренных горизонтальных скважин 2 (фиг. 2), 3, 4 и 5 и запустили скважину 4 на отбор продукции пласта. В результате проведенных мероприятий дебит нефти по вновь пробуренной скважине составил 19 т/сут.On the Bolshe-Kamenskaya super-viscous oil deposit, reservoir 1 is located at a depth of 170 m, the reservoir is represented by a thickness of 15 - 25 m, reservoir temperature 8 ° C, pressure 0.5 MPa, oil saturation 0.7 unit fractions, porosity 30%,
В результате использования предлагаемого способа по сравнению с аналогичным участком дебит на одну скважину возрос на 80%, обводненность продукции снизилась с 95% до 85%. Материальные затраты снизились на 30%. As a result of using the proposed method, in comparison with a similar section, the flow rate per well increased by 80%, the water cut of the product decreased from 95% to 85%. Material costs decreased by 30%.
Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами позволяет повысить эффективность теплового воздействия при максимально возможном извлечении остаточной сверхвязкой нефти из сводовой части продуктивного пласта (в верхней части коллектора) с исключением быстрого обводнения добывающих дополнительных скважин на поздней стадии разработки, что приводит к снижению материальных и экономических затрат за счет экономии на исключении остановок добычи из-за преждевременного обводнения продукции.The proposed method for the development of super-viscous oil deposits by thermal methods makes it possible to increase the efficiency of thermal action with the maximum possible recovery of residual super-viscous oil from the top of the productive formation (in the upper part of the reservoir) with the exception of rapid watering of additional producing wells at a late stage of development, which leads to a decrease in material and economic costs due to savings on the elimination of production stops due to premature watering of the product.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020115180A RU2735009C1 (en) | 2020-04-30 | 2020-04-30 | Method for development of ultraviscous oil deposit by thermal methods at a late stage |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020115180A RU2735009C1 (en) | 2020-04-30 | 2020-04-30 | Method for development of ultraviscous oil deposit by thermal methods at a late stage |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2735009C1 true RU2735009C1 (en) | 2020-10-27 |
Family
ID=72949004
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2020115180A RU2735009C1 (en) | 2020-04-30 | 2020-04-30 | Method for development of ultraviscous oil deposit by thermal methods at a late stage |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2735009C1 (en) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4718485A (en) * | 1986-10-02 | 1988-01-12 | Texaco Inc. | Patterns having horizontal and vertical wells |
RU2504647C2 (en) * | 2012-03-29 | 2014-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") | Method of high-viscosity oil pool development |
RU2582256C1 (en) * | 2015-03-23 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil or bitumen |
RU2584467C1 (en) * | 2015-10-28 | 2016-05-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing high-viscosity oil field |
RU2611789C1 (en) * | 2016-01-11 | 2017-03-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of field of high viscous and ultra high viscous oil by thermal methods at late stage of development |
RU2673934C1 (en) * | 2018-02-05 | 2018-12-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing reservoir of super-viscous oil by heat methods in late stage |
-
2020
- 2020-04-30 RU RU2020115180A patent/RU2735009C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4718485A (en) * | 1986-10-02 | 1988-01-12 | Texaco Inc. | Patterns having horizontal and vertical wells |
RU2504647C2 (en) * | 2012-03-29 | 2014-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") | Method of high-viscosity oil pool development |
RU2582256C1 (en) * | 2015-03-23 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil or bitumen |
RU2584467C1 (en) * | 2015-10-28 | 2016-05-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing high-viscosity oil field |
RU2611789C1 (en) * | 2016-01-11 | 2017-03-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of field of high viscous and ultra high viscous oil by thermal methods at late stage of development |
RU2673934C1 (en) * | 2018-02-05 | 2018-12-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing reservoir of super-viscous oil by heat methods in late stage |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4283088A (en) | Thermal--mining method of oil production | |
RU2340768C2 (en) | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells | |
RU2334095C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
RU2663532C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
US20100096126A1 (en) | Low pressure recovery process for acceleration of in-situ bitumen recovery | |
RU2368767C1 (en) | High-viscous and heavy oil field development method with thermal action | |
RU2678739C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
RU2342522C1 (en) | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole | |
RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
RU2582256C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil or bitumen | |
RU2578137C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit | |
RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
US2876838A (en) | Secondary recovery process | |
RU2343276C1 (en) | Method of development of high viscous oil deposit | |
RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
RU2673934C1 (en) | Method for developing reservoir of super-viscous oil by heat methods in late stage | |
RU2675115C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
RU2440489C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
RU2334098C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
RU2735009C1 (en) | Method for development of ultraviscous oil deposit by thermal methods at a late stage | |
RU2643056C1 (en) | Method for development of pools of superheavy oil or natural bitumen | |
RU2395676C1 (en) | Method of bitumen deposit development | |
RU2434129C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposit | |
RU2199657C2 (en) | Underground-surface method of development of high- viscosity oil deposit |