RU2098613C1 - Способ добычи углеводородов из подземной залежи гудронного песка или залежи тяжелой нефти - Google Patents
Способ добычи углеводородов из подземной залежи гудронного песка или залежи тяжелой нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2098613C1 RU2098613C1 RU9292004379A RU92004379A RU2098613C1 RU 2098613 C1 RU2098613 C1 RU 2098613C1 RU 9292004379 A RU9292004379 A RU 9292004379A RU 92004379 A RU92004379 A RU 92004379A RU 2098613 C1 RU2098613 C1 RU 2098613C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- injection
- well
- pair
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 23
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 23
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 104
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 104
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 45
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 41
- 239000011275 tar sand Substances 0.000 claims description 14
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 5
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000011027 product recovery Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
Abstract
Способ добычи углеводородов из подземной залежи гудронного песка или залежи тяжелой нефти, при осуществлении которого предусмотрены бурение и подготовка к эксплуатации первой пары скважин и второй пары скважин, где каждая пара включает в себя нагнетательную скважину, заканчивающуюся в залежи, и добывающую скважину, заканчивающуюся в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, циркулирование водяного пара по нагнетательным скважинам и поочередные нагнетание водяного пара и извлечение углеводородов по добывающим скважинам и нагнетание водяного пара по нагнетательным скважинам с одновременной добычей углеводородов по добывающим скважинам, причем давление нагнетания в нагнетательной скважине первой пары скважин превышает давление нагнетания в нагнетательной скважине второй пары скважин. 7 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Изобретение относится к способу добычи углеводородов из подземной залежи гудронного песка или залежи тяжелой нефти. Эта залежь содержит нефть, вязкость которой такова, что залежь первоначально может оказаться непроницаемой. Для получения углеводородов из такой залежи вязкость нефти необходимо понизить, что может быть осуществлено нагреванием залежи.
Известен способ добычи залежи углеводородов из подземной залежи гудронного песка или залежи тяжелой нефти (патент Канады N 1130201, кл. E 21 B 43/24, 1982).
Этот способ включает бурение и подготовку к эксплуатации пары скважин, которая состоит из нагнетательной скважины, заканчивающейся в залежи, и добывающей скважины, заканчивающейся в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, создание проницаемой зоны между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной за счет нагнетания водяного пара в нагнетательную скважину и добывающую скважину.
После создания между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной проницаемой зоны подачу пара в добывающую скважину прекращают и подают водяной пар только в нагнетательную скважину, а по добывающей скважине извлекают углеводороды.
Пар, который был нагнетен в скважину, образует паросодержащую нагретую зону вдоль нагнетательной скважины, и углеводороды, которые становятся подвижными в нагретой залежи, дренируют через нагретую зону к добывающей скважине, которую располагают ниже нагнетательной скважины. Поэтому этот способ относится к способу дренажа при содействии пара. Эффект пара заключается главным образом в продвижении в вертикальном направлении вниз.
Вышеописанный известный способ не является достаточно эффективным. Техническим результатом изобретения является увеличение добычи углеводородов из подземной залежи гудронного песка или залежи тяжелой нефти.
Этот технический результат достигается тем, что в способе добычи углеводородов из подземной залежи гудронного песка или залежи тяжелой нефти, содержащей бурение и подготовку к эксплуатации нагнетательной скважины, которая заканчивается в залежи, и добывающей скважины, которая заканчивается в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, создание проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами, согласно изобретению бурение и подготовку к эксплуатации осуществляют по меньшей мере двумя парами скважин, где каждая пара включает нагнетательную скважину, заканчивающуюся в залежи, и добывающую скважину, заканчивающуюся в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, причем вторая пара скважин обращена к первой паре скважин, создают проницаемую зону между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной каждой пары скважин, нагнетание водяного пара осуществляют по нагнетательным скважинам, одновременное извлечение углеводородов осуществляют по добывающим скважинам, при этом давление нагнетания в нагнетательной скважине первой пары скважин превышает давление нагнетания в нагнетательной скважине второй пары скважин.
Из вышеописанного ясно, что усовершенствование известного способа состоит в том, что бурят и готовят к эксплуатации по крайней мере две пары скважин, и давление нагнетания нагнетательной скважины первой пары скважин выше, чем давление нагнетания нагнетательной скважины второй пары скважин.
Эффект нагнетания водяного пара под различными давлениями заключается в том, что содержащая водяной пар зона нагнетательной скважины первой пары скважин в дальнейшем увеличивается внутри залежи в направлении от этой нагнетательной скважины к нагнетательной скважине второй пары скважин. Таким образом, эффект пара заключается также с продвижении в горизонтальном направлении от первой пары скважин ко второй паре скважин. Следовательно, способ согласно изобретению будет обеспечивать увеличение добычи углеводородов.
На фиг.1 представлено схематическое аксонометрическое изображение подземной залежи гудронного песка с двумя парами скважин; на фиг.2 - схематическое изображение в вертикальном разрезе подземной залежи гудронного песка, показанной на фиг. 1; на фиг.3 схематическое аксонометрическое изображение подземной залежи гудронного песка с тремя парами скважин; на фиг.4 схема размещения на поверхности четырех рядов скважин.
Подземная залежь 1 гудронного песка (фиг.1) проходит под слоем 2 покрывающей формации. Этот слой 1 достигает поверхности (не показана). От поверхности до залежи 1 пробурены две скважины, из которых первая пара 3 включает в себя скважины 4 и 5, а вторая пара 6 включает в себя скважины 7 и 8. Каждая из пар 3 и 6 скважин включает в себя нагнетательную скважину соответственно 4 или 7, заканчивающуюся в залежи 1, и добывающую скважину соответственно 5 или 8, заканчивающуюся также в залежи 1, но на уровне ниже концов нагнетательных скважин 4 и 7. Вторая пара 6 скважин обращена к первой паре 3 скважин.
Каждая скважина 4,5,7,8 имеет горизонтальный концевой участок 9,10,II, 12, соответственно, который расположен в подземной залежи 1 гудронного песка. На фиг.1 пунктирными линиями обозначены те участки скважины, которые находятся ниже верхнего уровня залежи 1 гудронного песка. Каждая из скважин 4,5,7,8 снабжена обсадной трубой (не показана), которая проходит на всю глубину и перфорирована в зоне горизонтальный концевых участков соответственно 9,10,11,12. Кроме того, каждая из скважин 4,5,7,8 снабжена трубопроводом (не показан), который размещен в ней и проходит в горизонтальном концевом участке соответственно 9,10,11,12.
В ходе проведения процесса в нормальных условиях между нагнетательной скважиной соответственно 4 или 7 и добывающей скважиной соответственно 5 или 8 в первоначально непроницаемой залежи 1 гудронного песка создается проницаемая зона. Создание проницаемых зон включает в себя циркулирование водяного пара по нагнетательным скважинам 4 и 7 и осуществление поочередного нагнетания водяного пара и извлечения углеводородов по добывающим скважинам 5 и 8. Циркулирование водяного пара по скважине достигается нагнетанием водяного пара по трубопроводу, проходящему по скважине, и извлечением текучей среды через кольцевой зазор между трубопроводом и обсадной трубой скважины или путем нагнетания водяного пара через этот кольцевой зазор и извлечения текучей среды по трубопроводу. Поочередное нагнетание водяного пара и извлечение углеводородов по добывающим скважинам 5 и 8 можно прервать на период времени, в течение которого добывающие скважины 5 и 8 закрыты таким образом, что эти добывающие скважины 5, 8 работают в соответствии с методом вымачивания водяным паром или по методу вдох-выдох. Поочередное нагнетание водяного пара и извлечение углеводородов по добывающей скважине 5 могут быть осуществлены в фазе с поочередными нагнетанием водяного пара и извлечением углеводородов по добывающей скважине 8 или не совпадать по фазе. Вследствие этого при нагнетании по добывающей скважине 5 углеводороды извлекают по скважине 8 с последующим обратным циклом.
Когда между нагнетательными скважинами 4,7 и добывающими скважинами 5,8 создается проницаемая зона, нагнетание водяного пара по добывающим скважинам 5 и 8 прекращают и начинают дренаж при содействии водяного пара в соответствии с настоящим изобретением. С этой целью по нагнетательным скважинам 4 и 7 нагнетают водяной пар, одновременно углеводороды извлекают по добывающим скважинам 5 и 8, причем давление нагнетания в нагнетательной скважине 4 первой пары 3 скважин превышает давление нагнетания в нагнетательной скважине 7 второй пары 6 скважин.
Во время дренажа самотеком при содействии водяного пара в соответствии с настоящим изобретением водяной пар по горизонтальным участкам 9 и 11 (фиг.2) нагнетательных скважин 4, 7 поступает в залежь 1, в результате чего образуются содержащие водяной пар зоны 13 и 14. Вследствие перепада давлений нагнетания содержащая водяной пар зона 13 способна расширяться и превосходить по размерам содержащую водяной пар зону 14. Таким путем достигается нагрев более значительной части залежи, чем в соответствии с обычным методом. Таким образом, при осуществлении способа настоящего изобретения создается более значительная зона, содержащая водяной пар, что позволяет увеличить добычу и сделать эту добычу более эффективной. Эти усовершенствования проиллюстрированы в нижеследующем гипотетическом примере.
Для сопоставления предлагаемого и известного способов провели исследования с числовой имитацией. Существующие в залежи условия были идентичными условиям для канадской залежи гудронного песка в Пис Ривер. В залежи гудронного песка с толщиной формации 26 м на глубине приблизительно 570 м разместили две пары скважин, длина горизонтальных скважин составила 790 м. Горизонтальные участки добывающих скважин проходили приблизительно на 10 м ниже горизонтальных участков нагнетательных скважин. Расстояние между обеими парами горизонтальных участков составляло 64 м.
Путь для нефтепродуктов создавали следующим образом. Вначале в нагнетательных скважинах циркулировал водяной пар при температуре 260oC, что позволяло нагревать формацию, окружающую нагнетательные скважины 4 и 7, и получать нагретую текучую среду с понижением увеличения давления в залежи. Это продолжалось в течение одного года. В течение этого периода времени добывающая скважина 5 подвергалась циклическому воздействию то нагнетания водяного пара, то извлечению продукции. После этого 90%-ный водяной пар (водяной пар, содержащий 10 мас. воды в жидкой фазе) нагнетали по добывающей скважине 5, а текучую среду извлекали по добывающей скважине 8 в течение 60 дней. Затем в течение 60 дней осуществляли обратный цикл. Такой 120-дневный цикл нагнетания и извлечения повторили дважды.
Далее начинали дренаж самотеком при содействии водяного пара. В эталонном случае водяной пар нагнетали по нагнетательным скважинам 4 и 7 под давлением нагнетания 4000 кПа, а текучую среду извлекали по добывающим скважинам 5 и 8. По завершении 10-летного периода времени эффективность извлечения составила 0,62. Эта эффективность извлечения представляет собой количество добытого гудрона, деленное на количество гудрона, первоначально содержавшееся в залежи а общее количество добытых нефтепродуктов составило 184000 м3.
Дренаж самотеком при содействии водяного пара в соответствии с изобретение осуществляют после подготовки пути, как это указано выше, путем нагнетания водяного пара по нагнетательной скважине 4 под давлением в 4000 кПа и по нагнетательной скважине 7 под давлением в 3500 кПа. В конце 10-летнего периода эффективность добычи составляла 0,90, а совокупная добыча нефтепродуктов была равной 267000 м3.
Перепад давления нагнетания между смежными нагнетательными скважинами 4, 7 может находиться в интервале от 50 до 2000 кПа.
При осуществлении способа, который описан со ссылками на фиг. 1 и 2, было использовано только две пары скважин. Необходимо принять во внимание, что можно также использовать дополнительную пару 15 скважин 16,17, как это показано на фиг.3. Нагнетательной скважиной при этом является скважина 16, а добывающей скважиной служит скважина 17. Эта дополнительная пара 15 скважин обращена ко второй паре 6 скважин.
Такая дополнительная пара 15 скважин является первой парой скважин относительно второй пары 6 скважин. Благодаря этому после создания между нагнетательными скважинами 4,7 и 16 и добывающими скважинами 5,8 и 17 проницаемой зоны, как это описано выше, в ходе проведения процесса добычи в нормальных условиях давления нагнетания водяного пара в нагнетательных скважинах 4,7,16 подбирают таким образом, чтобы давление нагнетания в нагнетательных скважинах 4 и 16 превышало давление в нагнетания в нагнетательной скважине 7. Приемлемая разница давлений при этом составляет от 50 до 2000 кПа.
Кроме того, справа от дополнительной пары 15 скважин можно предусмотреть также наличие еще одной пары скважин (не показана), которая будет служить второй парой скважин относительно дополнительной пары 15 скважин. В случае использования большего числа пар скважин нумерацию первой и второй пар скважин производят, придерживаясь изложенного принципа.
На фиг. 4 представлена схема размещения на поверхности четырех рядов скважин, обозначенных позициями 18,19,20,21.
Каждый ряд 18,19,20,21 включает в себя две пары скважин, каждая из которых имеет нагнетательную скважину соответственно 22 или 23,24 или 25,26 или 27,28 или 29, и добывающую скважину соответственно 30 или 31 32 или 33,34 или 35,36 или 37.
Нагнетательные скважины 22-29 заканчиваются в залежи (не показана), добывающие скважины 30-37 заканчиваются внутри залежи на уровне ниже концов нагнетательных скважин 22-29.
Ряд 19 скважин обращен к ряду 18 скважин, причем ряд 19 является вторым рядом относительно ряда 18. Ряд 20, обращенный к ряду 19, служит первым рядом скважин относительно ряда 19, а ряд 21 является вторым рядом скважин относительно ряда 20.
В ходе проведения процесса в нормальных условиях между нагнетательными скважинами 22-29 и добывающими 30-37 создаются проницаемые зоны, причем водяной пар циркулирует по нагнетательным скважинам 22-29, а по добывающим скважинам 30-37 попеременно то нагнетают водяной пар, то добывают углеводородные продукты.
После этого водяной пар нагнетают по нагнетательным скважинам 22-29, где давление нагнетания в нагнетательных скважинах, относящихся к первым рядам 18 и 20 скважин, превышает давление нагнетания в нагнетательных скважинах вторых рядов 19,21 скважин.
Приемлемая разница давления нагнетания между смежными нагнетательными скважинами составляет от 50 до 2000 кПа.
В приемлемом варианте нагнетательная скважина и добывающая скважина пары скважин имеют горизонтальные концевые участки (не показаны), которые проходят внутри залежи. Эти горизонтальные концевые участки могут быть параллельными между собой и горизонтальный концевой участок добывающей скважины может проходить в направлении, аналогичном направлению горизонтального концевого участка нагнетательной скважины. В приемлемом варианте скважины в ряду скважин расположены таким образом, что направления горизонтальных концевых участков этих скважин практически совпадают с направлением ряда.
Такие скважины снабжены горизонтальными концевыми участками, причем часть обсадной трубы такого горизонтального концевого участка перфорирована. По меньшей мере часть перфорированной обсадной трубы может быть заменена втулкой, которая находится в горизонтальном участке скважины.
Эти скважины могут быть также снабжены более чем одним трубопроводом, в частности двойным комплектом труб, благодаря чему нагнетание водяного пара можно производить по одному трубопроводу, а извлечение углеводородов по другому трубопроводу, а не по кольцевому зазору вокруг такого трубопровода.
Claims (8)
1. Способ добычи углеводородов из подземной залежи гудронного песка или залежи тяжелой нефти, содержащий бурение и подготовку к эксплуатации нагнетательной скважины, которая заканчивается в залежи, и добывающей скважины, которая заканчивается в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, создание проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами, отличающийся тем, что бурение и подготовку к эксплуатации осуществляют по меньшей мере двумя парами скважин, где каждая пара включает нагнетательную скважину, заканчивающуюся в залежи, и добывающую скважину, заканчивающуюся в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, причем вторая пара скважин обращена к первой паре скважин, создают проницаемую зону между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной каждой пары скважин, нагнетание водяного пара осуществляют по нагнетательным скважинам, одновременное извлечение углеводородов осуществляют по добывающим скважинам, при этом давление нагнетания в нагнетательной скважине первой пары скважин превышает давление нагнетания в нагнетательной скважине второй пары скважины.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при его осуществлении бурят по меньшей мере два ряда скважин, каждый из которых включает в себя по одной или несколько пар скважин, каждая пара которых включает в себя нагнетательную скважину, заканчивающуюся в залежи, и добывающую скважину, заканчивающуюся в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, причем второй ряд скважин обращен к первому ряду скважин, где после создания проницаемой зоны между нагнетательными скважинами и соответствующими добывающими скважинами каждого ряда по нагнетательным скважинам нагнетают водяной пар, при этом давление нагнетания в нагнетательных скважинах, относящихся к первому ряду скважин, превышает давление нагнетания в нагнетательных скважинах второго ряда скважин.
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что создание проницаемой зоны между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной включает в себя циркулирование водяного пара по нагнетательным скважинам и поочередное нагнетание водяного пара и извлечение углеводородов по добывающим скважинам.
4. Способ по любому из пп.1 3, отличающийся тем, что при нагнетании водяного пара разница давлений нагнетания в смежных нагнетательных скважинах составляет 50 2000 кПа.
5. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что нагнетательная скважина и добывающая скважина пары скважин имеют горизонтальные концевые участки, которые проходят внутри залежи.
6. Способ по п.5, отличающийся тем, что горизонтальные концевые участки проходят параллельно между собой.
7. Способ по п.5 или 6, отличающийся тем, что горизонтальный концевой участок добывающей скважины проходит в направлении горизонтального концевого участка нагнетательной скважины.
8. Способ по п.7, отличающийся тем, что скважины в ряду скважин расположены так, что направления горизонтальных концевых участков скважин практически совпадают с направлением ряда.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CA2055549 | 1991-11-14 | ||
| CA002055549A CA2055549C (en) | 1991-11-14 | 1991-11-14 | Recovering hydrocarbons from tar sand or heavy oil reservoirs |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU92004379A RU92004379A (ru) | 1995-02-27 |
| RU2098613C1 true RU2098613C1 (ru) | 1997-12-10 |
Family
ID=4148758
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU9292004379A RU2098613C1 (ru) | 1991-11-14 | 1992-11-12 | Способ добычи углеводородов из подземной залежи гудронного песка или залежи тяжелой нефти |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5318124A (ru) |
| CA (1) | CA2055549C (ru) |
| DE (1) | DE4238247C2 (ru) |
| RU (1) | RU2098613C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2477785C1 (ru) * | 2011-10-13 | 2013-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ увеличения добычи высоковязкой нефти |
| RU2678738C1 (ru) * | 2018-03-21 | 2019-01-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти |
| RU2816143C1 (ru) * | 2023-09-08 | 2024-03-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин |
Families Citing this family (40)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2096999C (en) * | 1993-05-26 | 1996-11-12 | Neil Edmunds | Stabilization and control of surface sagd production wells |
| EA000057B1 (ru) * | 1995-04-07 | 1998-04-30 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система скважин для добычи вязкой нефти |
| US5803171A (en) * | 1995-09-29 | 1998-09-08 | Amoco Corporation | Modified continuous drive drainage process |
| MX9603323A (es) * | 1995-09-29 | 1997-03-29 | Amoco Corp | Proceso de drenaje por arrastre continuo modificado. |
| US5957202A (en) * | 1997-03-13 | 1999-09-28 | Texaco Inc. | Combination production of shallow heavy crude |
| US5984010A (en) * | 1997-06-23 | 1999-11-16 | Elias; Ramon | Hydrocarbon recovery systems and methods |
| CA2251157C (en) * | 1998-10-26 | 2003-05-27 | William Keith Good | Process for sequentially applying sagd to adjacent sections of a petroleum reservoir |
| US6257334B1 (en) | 1999-07-22 | 2001-07-10 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Steam-assisted gravity drainage heavy oil recovery process |
| US6499979B2 (en) | 1999-11-23 | 2002-12-31 | Kellogg Brown & Root, Inc. | Prilling head assembly for pelletizer vessel |
| US6357526B1 (en) | 2000-03-16 | 2002-03-19 | Kellogg Brown & Root, Inc. | Field upgrading of heavy oil and bitumen |
| US7445049B2 (en) * | 2002-01-22 | 2008-11-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Gas operated pump for hydrocarbon wells |
| CA2474064C (en) * | 2002-01-22 | 2008-04-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Gas operated pump for hydrocarbon wells |
| US7147057B2 (en) * | 2003-10-06 | 2006-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Loop systems and methods of using the same for conveying and distributing thermal energy into a wellbore |
| CA2462359C (en) | 2004-03-24 | 2011-05-17 | Imperial Oil Resources Limited | Process for in situ recovery of bitumen and heavy oil |
| US7749378B2 (en) * | 2005-06-21 | 2010-07-06 | Kellogg Brown & Root Llc | Bitumen production-upgrade with common or different solvents |
| US7809538B2 (en) | 2006-01-13 | 2010-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real time monitoring and control of thermal recovery operations for heavy oil reservoirs |
| CA2593585C (en) * | 2006-07-24 | 2012-10-02 | Uti Limited Partnership | In situ heavy oil and bitumen recovery process |
| US7832482B2 (en) | 2006-10-10 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Producing resources using steam injection |
| US7770643B2 (en) | 2006-10-10 | 2010-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrocarbon recovery using fluids |
| DE102007008292B4 (de) | 2007-02-16 | 2009-08-13 | Siemens Ag | Vorrichtung und Verfahren zur In-Situ-Gewinnung einer kohlenwasserstoffhaltigen Substanz unter Herabsetzung deren Viskosität aus einer unterirdischen Lagerstätte |
| US20090078414A1 (en) * | 2007-09-25 | 2009-03-26 | Schlumberger Technology Corp. | Chemically enhanced thermal recovery of heavy oil |
| US7968020B2 (en) * | 2008-04-30 | 2011-06-28 | Kellogg Brown & Root Llc | Hot asphalt cooling and pelletization process |
| CA2631977C (en) * | 2008-05-22 | 2009-06-16 | Gokhan Coskuner | In situ thermal process for recovering oil from oil sands |
| DE102008047219A1 (de) * | 2008-09-15 | 2010-03-25 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zur Förderung von Bitumen und/oder Schwerstöl aus einer unterirdischen Lagerstätte, zugehörige Anlage und Betriebsverfahren dieser Anlage |
| WO2010059288A1 (en) | 2008-11-20 | 2010-05-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Sand and fluid production and injection modeling methods |
| WO2010107726A2 (en) * | 2009-03-16 | 2010-09-23 | Saudi Arabian Oil Company | Recovering heavy oil through the use of microwave heating in horizontal wells |
| US20110094937A1 (en) * | 2009-10-27 | 2011-04-28 | Kellogg Brown & Root Llc | Residuum Oil Supercritical Extraction Process |
| US20110185631A1 (en) * | 2010-02-03 | 2011-08-04 | Kellogg Brown & Root Llc | Systems and Methods of Pelletizing Heavy Hydrocarbons |
| US8584749B2 (en) | 2010-12-17 | 2013-11-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for dual reinjection |
| CA2798233C (en) * | 2011-12-08 | 2017-01-24 | Cenovus Energy Inc. | Process and well arrangement for hydrocarbon recovery from bypassed pay or a region near reservoir base |
| US20140000888A1 (en) * | 2012-06-29 | 2014-01-02 | Nexen Inc. | Uplifted single well steam assisted gravity drainage system and process |
| WO2014018696A1 (en) | 2012-07-25 | 2014-01-30 | Saudi Arabian Oil Company | Utilization of microwave technology in enhanced oil recovery process for deep shallow applications |
| WO2016139498A2 (en) * | 2012-11-05 | 2016-09-09 | Osum Oil Sands Corp. | Method for operating a carbonate reservoir |
| US9494025B2 (en) * | 2013-03-01 | 2016-11-15 | Vincent Artus | Control fracturing in unconventional reservoirs |
| CA2972203C (en) | 2017-06-29 | 2018-07-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Chasing solvent for enhanced recovery processes |
| CA2974712C (en) | 2017-07-27 | 2018-09-25 | Imperial Oil Resources Limited | Enhanced methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation as a follow-up to thermal recovery processes |
| CA2978157C (en) | 2017-08-31 | 2018-10-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Thermal recovery methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation |
| CA2983541C (en) | 2017-10-24 | 2019-01-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for dynamic liquid level monitoring and control |
| CN108035703B (zh) * | 2017-11-27 | 2020-01-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 交替式蒸汽驱开发方法及蒸汽驱开发井网结构 |
| US11927084B2 (en) * | 2020-11-04 | 2024-03-12 | Cenovus Energy Inc. | Hydrocarbon-production methods employing multiple solvent processes across a well pad |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3749170A (en) * | 1972-03-01 | 1973-07-31 | F Riehl | Method of recovering oil from substantially level formation strata |
| US3847219A (en) * | 1973-10-03 | 1974-11-12 | Shell Canada Ltd | Producing oil from tar sand |
| US3848671A (en) * | 1973-10-24 | 1974-11-19 | Atlantic Richfield Co | Method of producing bitumen from a subterranean tar sand formation |
| US3958636A (en) * | 1975-01-23 | 1976-05-25 | Atlantic Richfield Company | Production of bitumen from a tar sand formation |
| US4456065A (en) * | 1981-08-20 | 1984-06-26 | Elektra Energie A.G. | Heavy oil recovering |
| US4545435A (en) * | 1983-04-29 | 1985-10-08 | Iit Research Institute | Conduction heating of hydrocarbonaceous formations |
| US4598770A (en) * | 1984-10-25 | 1986-07-08 | Mobil Oil Corporation | Thermal recovery method for viscous oil |
| US4850429A (en) * | 1987-12-21 | 1989-07-25 | Texaco Inc. | Recovering hydrocarbons with a triangular horizontal well pattern |
| FR2632350B1 (fr) * | 1988-06-03 | 1990-09-14 | Inst Francais Du Petrole | Procede de recuperation assistee d'hydrocarbures lourds a partir d'une formation souterraine par puits fores ayant une portion a zone sensiblement horizontale |
| US4926941A (en) * | 1989-10-10 | 1990-05-22 | Shell Oil Company | Method of producing tar sand deposits containing conductive layers |
| GB9003758D0 (en) * | 1990-02-20 | 1990-04-18 | Shell Int Research | Method and well system for producing hydrocarbons |
| US5042579A (en) * | 1990-08-23 | 1991-08-27 | Shell Oil Company | Method and apparatus for producing tar sand deposits containing conductive layers |
-
1991
- 1991-11-14 CA CA002055549A patent/CA2055549C/en not_active Expired - Lifetime
-
1992
- 1992-11-12 US US07/974,439 patent/US5318124A/en not_active Expired - Lifetime
- 1992-11-12 DE DE4238247A patent/DE4238247C2/de not_active Expired - Fee Related
- 1992-11-12 RU RU9292004379A patent/RU2098613C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| CA, патент, 1130201, кл. E 21 B 43/24, 1982. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2477785C1 (ru) * | 2011-10-13 | 2013-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ увеличения добычи высоковязкой нефти |
| RU2678738C1 (ru) * | 2018-03-21 | 2019-01-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти |
| RU2816143C1 (ru) * | 2023-09-08 | 2024-03-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US5318124A (en) | 1994-06-07 |
| CA2055549C (en) | 2002-07-23 |
| DE4238247C2 (de) | 2003-07-03 |
| CA2055549A1 (en) | 1993-05-15 |
| DE4238247A1 (ru) | 1993-05-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2098613C1 (ru) | Способ добычи углеводородов из подземной залежи гудронного песка или залежи тяжелой нефти | |
| US3501201A (en) | Method of producing shale oil from a subterranean oil shale formation | |
| RU2295030C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума | |
| US5085276A (en) | Production of oil from low permeability formations by sequential steam fracturing | |
| CA1201377A (en) | Advancing heated annulus steam drive | |
| US3692111A (en) | Stair-step thermal recovery of oil | |
| RU2368767C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием | |
| US3847219A (en) | Producing oil from tar sand | |
| RU2342522C1 (ru) | Циклический способ разработки залежей углеводородов скважинами с горизонтальным стволом | |
| CA3010530C (en) | Single well cross steam and gravity drainage (sw-xsagd) | |
| RU2582251C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
| US4379592A (en) | Method of mining an oil-bearing bed with bottom water | |
| US4986352A (en) | Intermittent steam injection | |
| RU2675114C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
| US3430700A (en) | Recovery of petroleum by thermal methods involving transfer of heat from one section of an oil-bearing formation to another | |
| Oglesby et al. | Status of the 10-Pattern Steamflood, Kern River Field, California | |
| US9291042B2 (en) | Water injection method for assisting in recovery of heavy oil | |
| CA2890491C (en) | Hydrocarbon recovery start-up process | |
| US3372750A (en) | Recovery of heavy oil by steam injection | |
| US3537526A (en) | Method of recovering hydrocarbons from a hydrocarbon-containing subsurface formation | |
| Hall et al. | Operation and performance of the Slocum thermal recovery project | |
| RU2395676C1 (ru) | Способ разработки залежи битума | |
| RU2199657C2 (ru) | Подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
| RU2225942C1 (ru) | Способ разработки битумного месторождения | |
| RU2310744C1 (ru) | Способ добычи из подземной залежи тяжелых и/или высоковязких углеводородов |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20111113 |