RU2791828C1 - Method for producing high-viscosity oil using a pair of wells - Google Patents
Method for producing high-viscosity oil using a pair of wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2791828C1 RU2791828C1 RU2022120673A RU2022120673A RU2791828C1 RU 2791828 C1 RU2791828 C1 RU 2791828C1 RU 2022120673 A RU2022120673 A RU 2022120673A RU 2022120673 A RU2022120673 A RU 2022120673A RU 2791828 C1 RU2791828 C1 RU 2791828C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- injection
- production
- injection well
- steam
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of deposits of high-viscosity and bituminous oil.
Известен способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2584437, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.05.2016 г.), включающий закачку пара через горизонтальную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине, при этом 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 нагнетательную 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.A known method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil (patent RU No. 2584437, IPC E21V 43/24, publ. at the same time, two tubing strings of different diameters are lowered into the injection well, the end of the larger diameter string is placed at the beginning of the horizontal wellbore, the end of the smaller diameter string is placed at the end of the horizontal wellbore, a fiber optic cable and a tubing string with electric centrifugal pump and temperature sensors at the inlet to the electric centrifugal pump motor and in the electric centrifugal pump, steam is pumped through the injection well and thermobarometric measurements are taken, zones of the horizontal wellbore of the production well with the highest temperature are detected using a fiber optic cable uroy, among the identified zones, a zone is determined with a change in the angle of curvature of no more than 2 degrees per 10 m, an electric centrifugal pump is placed in a certain zone, by changing the steam supply through the injection well and the frequency of operation of the electric centrifugal pump, the operating mode of a pair of wells is set, in which the electric centrifugal pump operates in in constant mode at a temperature of the pumped reservoir product, equal to the maximum allowable for an electric centrifugal pump.
Недостатком известного способа является то, что в случае необходимости постановки бригады подземного ремонта скважин для ремонта глубинного оборудования в большей части паронагнетательных скважин необходимы временные и транспортные затраты на охлаждение скважины, а также стравливание или глушение парогазовой смеси.The disadvantage of the known method is that if it is necessary to set up an underground well workover team to repair downhole equipment in most of the steam injection wells, time and transport costs are required to cool the well, as well as bleed or kill the steam-gas mixture.
Наиболее близким является способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2695478, МПК Е21В 43/24, Е21В 7/04, Е21В 47/06, опубл. 23.07.2019 г.), включающий строительство с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных стволах добывающей скважины и нагнетательной скважины, расположенной ниже и параллельно добывающей скважине, проведение в горизонтальном стволе нагнетательной скважины геофизических исследований по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, размещение в нагнетательной скважине двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ, при этом конец колонны НКТ меньшего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, а конец колонны НКТ большего диаметра в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, а посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, из которой осуществляют отбор электроцентробежным насосом, причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы, причем перед спуском в нагнетательную скважину в колонне НКТ большего диаметра оснащают одну или несколько муфт одним или двумя отверстиями, располагаемыми по периметру равномерно, отверстия во время спуска размещают в районе середины фильтровой части для создания дополнительной точки или нескольких точек закачки пара для равномерного прогрева вдоль всего горизонтального ствола скважины и большего охвата пласта, при этом муфты с 2-мя отверстиями используют при объеме закачки пара не менее 120 т/сут в НКТ большего диаметра, причем при длине фильтровой части менее 500 м спускают одну муфту с отверстием или 2-мя отверстиями примерно 6 мм, при длине 500-700 м спускают одну муфту с отверстием или 2-мя отверстиями примерно 8 мм, при длине фильтровой части более 700 м спускают 2 муфты с отверстием или 2-мя отверстиями 8 мм и расстоянием между данными муфтами не менее 100 м, в добывающую скважину спускают насос с хвостовиком, сообщенным с входом насоса, вход хвостовика размещают в переходной температурной зоне, а насос - за пределами фильтровой части горизонтального ствола добывающей скважины.The closest is the method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil (patent RU No. 2695478, IPC E21V 43/24, E21V 7/04, E21V 47/06, publ. 07/23/2019), including construction with filter parts in the corresponding horizontal production well and injection well located below and parallel to the production well, conducting geophysical surveys in the horizontal wellbore of the injection well to determine oil saturation along the horizontal wellbore, placing two tubing strings - tubing in the injection well, while the end of the tubing string of a smaller diameter is placed at the beginning of the horizontal wellbore, and the end of the tubing string of a larger diameter in the zone with oil saturation of more than 60%, controlled injection of steam into the injection well through tubing strings of different diameters, and through geophysical surveys in the horizontal wellbore of the production well, a transitional zone with a temperature between high and low heating, from which extraction is carried out by an electric centrifugal pump, and when the temperature of the liquid drops below the maximum allowable at the pump inlet, the injection of steam through the injection well is increased, and when the temperature at the pump inlet increases, the injection of steam through the injection well is reduced and / or the pump is switched to a periodic mode of operation, moreover, before lowering into the injection well in the tubing string of a larger diameter, one or more sleeves are equipped with one or two holes spaced evenly around the perimeter; horizontal wellbore and greater coverage of the formation, while sleeves with 2 holes are used with a steam injection volume of at least 120 tons / day in tubing of a larger diameter, and with a length of the filter section of less than 500 m, one sleeve with a hole or 2 holes is lowered about 6 m m, with a length of 500-700 m, one sleeve with a hole or 2 holes of approximately 8 mm is lowered, with a filter section length of more than 700 m, 2 sleeves with a hole or 2 holes of 8 mm are lowered and the distance between these sleeves is at least 100 m , a pump with a liner connected with the pump inlet is lowered into the production well, the liner inlet is placed in the transitional temperature zone, and the pump is outside the filter part of the horizontal wellbore of the production well.
Недостатками данного способа эксплуатации являются высокая вероятность парогазопроявления на устье нагнетательной скважины на этапе эксплуатации во время проведения, текущего или капитального ремонта скважины, негативное влияние высокой температуры парогазовой смеси, находящейся в межтрубном пространстве, на цементную крепь. При этом также происходит уход тепла в нецелевой объект эксплуатации. The disadvantages of this method of operation are the high probability of steam and gas manifestation at the mouth of the injection well at the stage of operation during the carrying out, maintenance or workover of the well, the negative impact of the high temperature of the gas-vapor mixture located in the annulus on the cement lining. At the same time, heat is also lost to the non-target object of operation.
Технической задачей является создание способа, позволяющего снизить риск парогазопроявлений во время проведения подземных ремонтов в нагнетательных скважинах, а также сокращение временных и транспортных затрат на мероприятия по глушению и охлаждению нагнетательных скважин.The technical task is to create a method to reduce the risk of steam and gas manifestations during underground repairs in injection wells, as well as to reduce time and transport costs for killing and cooling injection wells.
Техническая задача решается способом добычи высоковязкой нефти с использованием пары скважин, включающим строительство добывающей скважины и нагнетательной скважины с горизонтальными стволами со спуском соответствующих эксплуатационных колонн, а также фильтров-хвостовиков, проведение в горизонтальном стволе нагнетательной скважины геофизических исследований по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, размещение в нагнетательной скважине двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ, при этом конец колонны НКТ меньшего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, а конец колонны НКТ большего диаметра в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, а посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, из которой осуществляют отбор электроцентробежным насосом, причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы.The technical problem is solved by the method of producing high-viscosity oil using a pair of wells, including the construction of a production well and an injection well with horizontal wellbores with the descent of the corresponding production strings, as well as liner filters, conducting geophysical surveys in the horizontal wellbore of the injection well to determine oil saturation along the horizontal wellbore, placing in the injection well of two tubing strings - tubing, while the end of the tubing string of a smaller diameter is placed at the beginning of the horizontal wellbore, and the end of the tubing string of a larger diameter in the zone with oil saturation of more than 60%, controlled injection of steam into the injection well through tubing strings of different diameters , and by means of geophysical studies in the horizontal wellbore of the production well, a transitional zone with a temperature between greater and lesser heating is revealed, from which extraction is carried out by an electric centrifugal pump, and with a decrease and the liquid temperature is below the maximum allowable at the pump inlet, the steam injection through the injection well is increased, and when the temperature at the pump inlet is increased, the steam injection through the injection well is reduced and/or the pump is switched to a periodic operation mode.
Новым является то, что строительство нагнетательной скважины осуществляют выше добывающей скважины и производят таким образом, чтобы нижняя точка эксплуатационной колонны нагнетательной скважины находилась на расстоянии не менее 3 м по горизонтали от эксплуатационной колонны добывающей скважины, а горизонтальный ствол нагнетательной скважины располагался над горизонтальным стволом добывающей скважины и таким образом, чтобы нижняя точка эксплуатационной колонны нагнетательной скважины находилась на 2-4 м ниже нижней точки фильтра-хвостовика нагнетательной скважины. What is new is that the construction of the injection well is carried out above the production well and is carried out in such a way that the lower point of the production string of the injection well is at a distance of at least 3 m horizontally from the production string of the production well, and the horizontal wellbore of the injection well is located above the horizontal wellbore of the production well and so that the low point of the production string of the injection well is 2-4 m below the low point of the injector liner.
На фигуре представлена последовательность осуществления способа.The figure shows the sequence of the method.
Способ добычи высоковязкой нефти с использованием пары скважин эксплуатации пары скважин осуществляют следующим образом.The method of producing high-viscosity oil using a pair of wells operating a pair of wells is as follows.
На залежи 1 (см. фиг.) высоковязкой нефти осуществляют строительство добывающей 2 скважины и расположенной выше нагнетательной 3 скважины, строительство осуществляют со спуском соответствующих эксплуатационных колонн 4 и 5, а также фильтров-хвостовиков 6. При этом строительство нагнетательной 3 скважины производят таким образом, чтобы нижняя точка эксплуатационной колонны 5 нагнетательной скважины 3 находилась на расстоянии не менее 3 м по горизонтали (на фиг. не показано) от эксплуатационной колонны 4 добывающей скважины 2 и таким образом, чтобы нижняя точка эксплуатационной колонны 5 нагнетательной скважины 3 находилась на 2-4 м (см. фиг.) ниже нижней точки фильта-хвостовика 6 нагнетательной скважины.On deposits 1 (see Fig.) high-viscosity oil, the construction of a
Проводят в горизонтальном стволе нагнетательной 3 скважины геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, размещение в нагнетательной 3 скважине двух колонн насосно-компрессорных труб – НКТ (на фиг. не показано), при этом конец колонны НКТ меньшего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, а конец колонны НКТ большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %. Далее осуществляют регулируемую закачку пара в нагнетательную 3 скважину через колонны НКТ различного диаметра, а посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей 2 скважины выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, из которой осуществляют отбор электроцентробежным насосом (на фиг. не показано), причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную 3 скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную 3 скважину и/или переводят насос в периодический режим работы.Geophysical surveys are carried out in the horizontal wellbore of the injection well 3 to determine oil saturation along the horizontal wellbore; and the end of the tubing string of a larger diameter - in the zone with oil saturation of more than 60%. Next, controlled injection of steam is carried out into the injection well 3 through tubing strings of various diameters, and through geophysical studies in the horizontal wellbore of the production well 2, a transition zone with a temperature between greater and lesser heating is revealed, from which extraction is carried out by an electric centrifugal pump (not shown in Fig.), moreover, when the liquid temperature drops below the maximum allowable at the pump inlet, the steam injection through the injection well 3 is increased, and when the temperature at the pump inlet, the steam injection through the injection well 3 is reduced and/or the pump is switched to a periodic operation mode.
Реализация предлагаемого способа позволит создать гидрозатвор в нижнем интервале эксплуатационной колонны 5 нагнетательной 3 скважины, который будет препятствовать выходу парогазовой смеси из продуктивного пласта во время проведения подземных ремонтов в нагнетательных скважинах.The implementation of the proposed method will create a water seal in the lower interval of the
Примеры практического применения.Examples of practical application.
Пример 1.Example 1
На Михайловской залежи 1 сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 170 м, представленной однородным пластом со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 10 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д. ед., пористостью 31 %, проницаемостью 2,847 мкм², плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м³, вязкостью 13011 мПа·с, произвели бурение расположенных друг над другом горизонтальных добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин, строительство осуществили со спуском соответствующих эксплуатационных колонн 4 и 5, а также фильтров-хвостовиков 6. Нижняя точка эксплуатационной колонны 5 нагнетательной 3 скважины расположена на 2 м ниже нижней точки фильтра-хвостовика 6 нагнетательной 3 скважины. При этом расстояние по горизонтали между нижней точкой эксплуатационной колонны 5 нагнетательной 3 скважины и эксплуатационной колонной 4 добывающей 2 скважины составило 3 м. В горизонтальном стволе нагнетательной скважины выполнили геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, разместили в нагнетательной скважине две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, при этом конец колонны НКТ меньшего диаметра разместили в начале горизонтального ствола, а конец колонны НКТ большего диаметра в зоне с нефтенасыщенностью 62 %. Отрегулировали закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ, а посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявили переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, из которой осуществляли отбор электроцентробежным насосом. Произвели прогрев пласта закачкой теплоносителя через нагнетательную 3 и добывающие 2 скважины расходом в обе скважины по 60 т/сут в течении 75 дней. После создания паровой камеры запустили добывающую 2 скважину на отбор продукции за счет парогравитационного дренажа дебитом 100 т/сут по жидкости, в верхнюю нагнетательную 3 скважину продолжили постоянную закачку пара расходом 90 т/сут. При этом разработку вели с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательную 3 скважину и отбора жидкости из добывающей 2 скважины с контролем температуры добываемой жидкости. После эксплуатации пары скважин на протяжении 2 лет было добыто 72500 т жидкости и закачено 54000 т пара. После этого периода эксплуатации нагнетательной 3 скважины с целью изменения фильтрационных потоков и наращивания дебита нефти было принято решение о изменении интервала подачи пара в нагнетательной 3 скважине. Эксплуатация нагнетательной 3 скважины по предлагаемому способу позволила выполнить ремонтные работы без предварительного глушения и ожидания снижения температуры нагнетательной 3 скважины, что позволило сократить временные и транспортные затраты на мероприятия по глушению и охлаждению нагнетательной 3 скважины, снизить потери нефти из-за простоя скважины. At the Mikhailovskoye deposit 1, super-viscous oil located at a depth of 170 m is represented by a homogeneous reservoir with an average effective oil-saturated thickness of 10 m, reservoir temperature of 8°C, pressure of 0.44 MPa, oil saturation of 0.70 units, porosity of 31%, permeability 2.847 µm², bitumen density in reservoir conditions 979 kg/m³, viscosity 13011 mPa s,
Пример 2.Example 2
На Михайловской залежи 1 сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 170 м, представленной однородным пластом со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 10 м, пластовой температурой 8 °С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д. ед., пористостью 31 %, проницаемостью 2,847 мкм², плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м³, вязкостью 13011 мПа·с, произвели бурение расположенных друг над другом горизонтальных добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин, строительство осуществили со спуском соответствующих эксплуатационных колонн 4 и 5, а также фильтров-хвостовиков 6. Нижняя точка эксплуатационной колонны 5 нагнетательной 3 скважины расположена на 4 м ниже нижней точки фильтра-хвостовика 6 нагнетательной 3 скважины (в других примерах практического применения данное расстояние составило 3 м). При этом расстояние по горизонтали между нижней точкой эксплуатационной колонны 5 нагнетательной 3 скважины и эксплуатационной колонной 4 добывающей 2 скважины составило 4 м. В горизонтальном стволе нагнетательной скважины выполнили геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, разместили в нагнетательной скважине две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, при этом конец колонны НКТ меньшего диаметра разместили в начале горизонтального ствола, а конец колонны НКТ большего диаметра в зоне с нефтенасыщенностью 69 %. Отрегулировали закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, а посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявили переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, из которой осуществили отбор электроцентробежным насосом. Произвели прогрев пласта закачкой теплоносителя через нагнетательную 3 и добывающие 2 скважины расходом в обе скважины по 65 т/сут в течении 75 дней, после создания паровой камеры запустили добывающую 2 скважину на отбор продукции за счет парогравитационного дренажа дебитом 110 т/сут по жидкости. В верхнюю нагнетательную 3 скважину продолжили постоянную закачку пара расходом 85 т/сут. При этом разработку вели с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательную 3 скважину и отбора жидкости из добывающей 2 скважины с контролем температуры добываемой жидкости. После эксплуатации пары скважин на протяжении 2 лет было добыто 77000 т жидкости и закачено 59500 т пара. После этого периода эксплуатации нагнетательной 3 скважины с целью изменения фильтрационных потоков и наращивания дебита нефти было принято решение о изменении интервала подачи пара в нагнетательной 3 скважине. Эксплуатация нагнетательной 3 скважины по предлагаемому способу позволила выполнить ремонтные работы без предварительного глушения и ожидания снижения температуры нагнетательной 3 скважины, что позволило сократить временные и транспортные затраты на мероприятия по глушению и охлаждению нагнетательной 3 скважины, снизить потери нефти из-за простоя скважины. At the Mikhailovskaya deposit 1, superviscous oil, located at a depth of 170 m, is represented by a homogeneous reservoir with an average effective oil-saturated thickness of 10 m, reservoir temperature of 8 °C, pressure of 0.44 MPa, oil saturation of 0.70 units, porosity of 31%, permeability 2.847 µm², bitumen density in reservoir conditions 979 kg/m³, viscosity 13011 mPa s,
Предлагаемый способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяет снизить риск парогазопроявлений во время проведения подземных ремонтов в нагнетательных скважинах, а также сократить временные и транспортные затраты на мероприятия по глушению и охлаждению нагнетательных скважин.The proposed method for operating a pair of wells producing high-viscosity oil makes it possible to reduce the risk of steam and gas manifestations during underground repairs in injection wells, as well as to reduce time and transport costs for killing and cooling injection wells.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2791828C1 true RU2791828C1 (en) | 2023-03-13 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| RU2436943C1 (en) * | 2010-06-03 | 2011-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for extraction of high viscous oil from deviating hole by method of steam cyclic pumping into reservoir |
| RU2513484C1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation |
| 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 |
| RU2646151C1 (en) * | 2017-06-05 | 2018-03-01 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for development of high-viscosity oil deposit |
| RU2695478C1 (en) * | 2018-11-01 | 2019-07-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| RU2436943C1 (en) * | 2010-06-03 | 2011-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for extraction of high viscous oil from deviating hole by method of steam cyclic pumping into reservoir |
| RU2513484C1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation |
| 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 |
| RU2646151C1 (en) * | 2017-06-05 | 2018-03-01 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for development of high-viscosity oil deposit |
| RU2695478C1 (en) * | 2018-11-01 | 2019-07-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| CN102747997B (en) | Fire-flooding exploitation method used in later period of steam assisted gravity drainage (SAGD) of heavy oil reservoir | |
| RU2407884C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2663528C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2343276C1 (en) | Method of development of high viscous oil deposit | |
| RU2433256C1 (en) | Method of high-viscosity oil or bitumen pool development | |
| RU2791828C1 (en) | Method for producing high-viscosity oil using a pair of wells | |
| RU2339807C1 (en) | Method of extraction of heavy and high viscous hydrocarbons from undeground deposits | |
| RU2504646C1 (en) | Method of oil deposit development using flooding | |
| RU2225942C1 (en) | Method for extraction of bituminous deposit | |
| RU2339808C1 (en) | Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit | |
| RU2483207C2 (en) | Development method of fractured high-viscosity oil deposit | |
| RU2412343C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production | |
| RU2505668C1 (en) | Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells | |
| RU2145664C1 (en) | Method of developing fractured oil formation | |
| RU2803327C1 (en) | Method for operating a pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2639003C1 (en) | Method for production of high-viscosity oil | |
| RU2199004C2 (en) | Method of oil formation development | |
| RU2483204C1 (en) | Device for development of 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 | |
| RU2690588C2 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2813873C1 (en) | Method for development of superviscous oil deposit using paired horizontal wells |