RU2211318C2 - Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation - Google Patents
Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2211318C2 RU2211318C2 RU2000129037A RU2000129037A RU2211318C2 RU 2211318 C2 RU2211318 C2 RU 2211318C2 RU 2000129037 A RU2000129037 A RU 2000129037A RU 2000129037 A RU2000129037 A RU 2000129037A RU 2211318 C2 RU2211318 C2 RU 2211318C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- oil
- formation
- drilling
- section
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, а именно к способам добычи вязкой нефти с применением тепла в комплексе с бурением горизонтальных скважин. The invention relates to the oil industry, in particular to the development of oil fields, and in particular to methods for producing viscous oil using heat in combination with the drilling of horizontal wells.
Известен способ извлечения вязкой смеси углеводородов из отдельных участков подземного нефтяного пласта [см. патент США 4535845, Е 21 В 43/24, 1986 г. ] , в котором вертикальный участок нефтяного пласта ограничивают первой и второй боковыми скважинами, пробуренными по вертикали, и третьей скважиной. По меньшей мере участок третьей скважины, ориентированный в горизонтальном направлении, проходит вблизи нижних участков первой и второй скважин. Стенки всех скважин, контактирующие с нефтяным пластом, выполнены перфорированными. Ограниченный скважинами участок пласта предварительно нагревают закачкой в этот участок нагретой текучей среды. Струи текучей среды, поступающие одновременно в нескольких направлениях через первую и третью скважины, образуют объединенный тепловой фронт, который перемещается по направлению второй скважины. Извлечение углеводородной смеси из второй скважины производят после нагревания участка пласта и прежде, чем нагретая текучая среда достигнет второй скважины. A known method of extracting a viscous mixture of hydrocarbons from individual sections of an underground oil reservoir [see US patent 4535845, E 21 B 43/24, 1986], in which the vertical section of the oil reservoir is limited to the first and second side wells, drilled vertically, and the third well. At least a portion of the third well, oriented horizontally, extends near the lower portions of the first and second wells. The walls of all wells in contact with the oil reservoir are perforated. The bounded section of the formation is preheated by pumping heated fluid into this section. The jets of fluid flowing simultaneously in several directions through the first and third wells form a combined heat front that moves in the direction of the second well. The hydrocarbon mixture is extracted from the second well after heating a portion of the formation and before the heated fluid reaches the second well.
Недостатком способа является то, что время, необходимое для прогрева пласта, является продолжительным и обусловлено необходимостью прогрева значительного объема между нагнетательными и добывающей скважиной, т.к. предусматривается бурение нескольких скважин. The disadvantage of this method is that the time required for heating the formation is long and is due to the need to heat a significant amount between the injection and production wells, because drilling of several wells is envisaged.
Известен также способ использования горизонтальной скважины для откачивания тяжелой нефти из тонких пластов, которая имеет в нижней части изолированный трубопровод для подачи пара в пласт, [см. заявку РСТ 96-32566, Е 21 В 43/24, 1997 г.]. Способ осуществляется в следующей последовательности. В начале пар при низком давлении циркулирует вдоль скважины для прогревания зоны пласта вокруг скважины радиусом 1-2 м. Нефть и другие продукты поступают из пласта в кольцевое пространство между изолированной трубной колонной и перфорированной обсадной. После определенного периода циркуляции пара при низком давлении перекрывают отсасывающую трубу и при дальнейшей подаче пара вдоль скважины начинает образовываться активная паровая камера. Затем возобновляют откачку с одновременным регулированием уровня жидкости в кольцевой полости вертикальной секции скважины для поддерживания постоянного давления на выходе Подача пара высокого давления в пласт происходит со скоростью, равной начальной подаче или превышающей ее. При этом прогреваемый паром объем распространяется к верхней части пласта и вдоль скважины. Пар поступает в пласт под давлением, превышающим гравитационное противодавление, в результате чего нефть, конденсат и пластовые флюиды прогреваются за счет теплопроводности и конвективного теплообмена, дренируются через перфорированную обсадную колонку в кольцевую полость и откачиваются. There is also a method of using a horizontal well for pumping heavy oil from thin formations, which has an insulated pipe at the bottom for supplying steam to the formation, [see PCT application 96-32566, E 21 B 43/24, 1997]. The method is carried out in the following sequence. At the beginning, steam at low pressure circulates along the well to warm the formation zone around the well with a radius of 1-2 m. Oil and other products come from the formation into the annular space between the insulated pipe string and the perforated casing. After a certain period of steam circulation at low pressure, the suction pipe is closed and with further supply of steam along the well, an active steam chamber begins to form. Then, pumping is resumed with simultaneous regulation of the fluid level in the annular cavity of the vertical section of the well to maintain a constant pressure at the outlet. High pressure steam is supplied to the formation at a rate equal to or greater than the initial supply. In this case, the volume heated by steam is distributed to the upper part of the formation and along the well. Steam enters the formation at a pressure exceeding gravitational backpressure, as a result of which oil, condensate and formation fluids are heated by heat conduction and convective heat transfer, drained through a perforated casing into the annular cavity and pumped out.
Недостатком способа является значительная энергоемкость, особенно в первый период эксплуатации скважины, недостаточная эффективность подъема скважинного флюида по затрубному пространству, оказывающего при этом отрицательное воздействие на скважины вследствие его высокой температуры. The disadvantage of this method is the significant energy intensity, especially in the first period of well operation, the insufficient efficiency of lifting the wellbore fluid through the annulus, which has a negative effect on the wells due to its high temperature.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ паронагнетания для повышения степени полноты вытесненных вязких углеводородов через одиночную горизонтальную скважину [см. патент США 5215149, Е 21 В 43/24, 1995 г.]. The closest in technical essence and the achieved result to the proposed one is a steam injection method to increase the degree of completeness of extruded viscous hydrocarbons through a single horizontal well [see US patent 5215149, E 21 In 43/24, 1995].
В способе паровытеснения вязкой нефти из продуктивного пласта с ограниченной естественной проницаемостью, подстилаемого водоносным горизонтом, предусматривается строительство обсаженной горизонтальной скважины эффективной протяженности. На двух раздельных участках продуктивного интервала скважины перфорируют отверстия в верхней части ее стенки. Внутрь скважины вставляют изолированную трубу, достигающую забоя скважины и образующую кольцевую полость со стенкой обсадной колонны. Через эту кольцевую полость нагнетают пар под давлением, превышающим внутрипластовое давление. Паронагнетание производят в течение времени, достаточного для разжижения вязкой нефти вокруг ствола скважины. Затем давление нагнетаемого пара снижают и производят откачку нефти вместе с паром и водой на дневную поверхность по внутренней трубе. Технологические циклы паронагнетания и откачки повторяют до установления постоянного теплового переноса между перфорированными участками скважины. После этого внутреннюю трубу извлекают из скважины, оборудуют ее термопакером и вновь устанавливают в горизонтальной скважине, разделяя ее указанным пакером на два изолированных перфорационных участка. Первый участок служит для инжектирования пара, а следующий для забора нефти, пара и воды. The method of vapor displacement of viscous oil from a reservoir with limited natural permeability, underlain by an aquifer, involves the construction of a cased horizontal well of effective length. On two separate sections of the productive interval of the well, holes are perforated in the upper part of its wall. An insulated pipe is inserted inside the well, reaching the bottom of the well and forming an annular cavity with a casing wall. Steam is injected through this annular cavity at a pressure higher than the in-situ pressure. Steam injection is carried out for a time sufficient to dilute the viscous oil around the wellbore. Then, the pressure of the injected steam is reduced and oil is pumped out along with the steam and water to the day surface through the inner pipe. Technological cycles of steam injection and pumping are repeated until a constant heat transfer is established between the perforated sections of the well. After that, the inner pipe is removed from the well, equipped with a thermal packer and re-installed in a horizontal well, dividing it with the specified packer into two isolated perforation sections. The first section is used for injection of steam, and the next for the intake of oil, steam and water.
Способ является энергоемким за счет прокачки теплоносителя по стволу скважины и отбора его по внутренней трубе, оказывая при этом отрицательное воздействие на крепь скважины. The method is energy-intensive due to the pumping of the coolant along the wellbore and its selection through the inner pipe, while having a negative effect on the well support.
Кроме того, способ предусматривает остановку технологического процесса на подъем и спуск внутренней трубы, которая является сложной операцией при насыщенном теплоносителем продуктивном пласте. In addition, the method provides for stopping the process for raising and lowering the inner pipe, which is a complex operation when the productive formation is saturated with coolant.
Решаемая техническая задача состоит в том, чтобы создать такой способ добычи вязкой нефти при тепловом воздействии на пласт, при использовании которого стало возможным получение максимального нефтеизвлечения при минимальных материальных затратах. The technical problem to be solved is to create a method for the production of viscous oil by thermal action on the formation, using which it became possible to obtain maximum oil recovery with minimal material costs.
Целью предлагаемого изобретения является снижение энергозатрат за счет снижения энергоемкости и повышение эффективности использования теплоносителя. The aim of the invention is to reduce energy consumption by reducing energy intensity and improving the efficiency of use of the coolant.
Указанная цель достигается описываемым способом добычи вязкой нефти при тепловом воздействии на пласт, включающим бурение скважины с расположением ее входа на дневной поверхности, бурение наклонного входного участка скважины до залегания продуктивного пласта, последующее бурение условно горизонтального участка скважины с размещением его ствола по простиранию продуктивного пласта, закачку теплоносителя и добычу нефти. This goal is achieved by the described method of producing viscous oil during thermal exposure of the formation, including drilling a well with the location of its entrance on the day surface, drilling an inclined inlet section of the well before laying the productive formation, subsequent drilling of a conventionally horizontal section of the well with the placement of its trunk along the strike of the productive formation, coolant injection and oil production.
Новым является то, что бурят непрерывную скважину с образованием ее выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, где располагают ее выход, в пробуренную скважину устанавливают обсадную колонну, цементируют затрубное пространство по всей длине, перфорируют обсадную колонну в интервале условно горизонтального участка, устанавливают внутри обсадной колонны насосно-компрессорные трубы с центраторами, по которым с входного и выходного участка скважины подают теплоноситель под давлением выше внутрипластового давления продуктивного пласта, и до разжижения вязкой нефти вокруг ствола скважины по всей длине горизонтального участка, после чего по выходному участку скважины осуществляют отбор нефти при продолжении закачки теплоносителя по входному участку скважины. New is that they drill a continuous well with the formation of its output section upward with an inclination from the reservoir to the day surface where its outlet is located, install a casing in the drilled well, cement the annulus along the entire length, perforate the casing in the interval of a conventionally horizontal section install tubing with centralizers inside the casing, through which a coolant is supplied from the inlet and outlet sections of the well under a pressure higher than the pressure of the reservoir, and until the viscous oil liquefies around the wellbore along the entire length of the horizontal section, then the oil is taken from the output section of the well while the coolant is being pumped through the input section of the well.
Из доступных источников патентной и научно-технической литературы нам неизвестна заявленная совокупность отличительных признаков. Следовательно, предлагаемый способ отвечает критерию "существенные отличия". На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа. Способ осуществляют в следующей последовательности (совмещен с примером конкретного выполнения). Of the available sources of patent and scientific and technical literature, we do not know the claimed combination of distinctive features. Therefore, the proposed method meets the criterion of "significant differences". The drawing shows a diagram of the implementation of the proposed method. The method is carried out in the following sequence (combined with an example of a specific implementation).
На Мордово-Кармальском месторождении вязких нефтей и битумов представленном неоднородными пластами толщиной 8-10 м с температурой 7,5-8,2oС, давлением 0,44-0,52 мПа, пористостью 27-35%, проницаемостью 5-6 мкм2, вязкостью нефти 3000 мПа с бурят непрерывную горизонтальную скважину 1 на глубину 90 м специальной буровой установкой, например, типа 60/300 R. Осуществляют последующее бурение условно горизонтального участва 4 по простиранию продуктивного пласта длиной 200 м, дальнейшее бурение скважины с образованием ее выходного участка 5 вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности 6, где располагают ее выход, т.е. вход и выход скважины 1 расположены на одной поверхности. В пробуренную скважину устанавливают обсадную колонну 7, цементируют затрубное пространство 8 по всей длине, перфорируют отверстиями 9 обсадную колонну в интервале условно горизонтального участка продуктивного пласта. Затем внутри обсадной колонны устанавливают насосно-компрессорные трубы (НКТ) 10, снабженные центраторами 11, и по НКТ с входного и выходного участков 2 и 5 скважины, соответственно скважины 1, подают теплоноситель (перегретый пар) 12 под давлением 2,5 МПа, что выше внутрипластового давления продуктивного пласта 3. Подачу пара осуществляют до разжижения вязкой до текучего состояния нефти вокруг ствола 4 скважины 1 по всей длине горизонтального участка, что для данного примера составило 3000 т. После чего по входному участку 2 скважины 1 продолжали закачку перегретого пара, а по выходному участку 5 осуществляли отбор нефти.At the Mordovo-Karmal deposit of viscous oils and bitumen represented by heterogeneous formations with a thickness of 8-10 m with a temperature of 7.5-8.2 o C, pressure 0.44-0.52 MPa, porosity 27-35%, permeability 5-6 microns 2 , with an oil viscosity of 3000 MPa s, a continuous horizontal well 1 is drilled to a depth of 90 m with a special drilling rig, for example, type 60/300 R. Subsequent drilling of conditionally horizontal participation 4 is carried out along the strike of a productive formation 200 m long, further drilling of the well with the formation of its output section 5 upward with an inclination from the product tive reservoir to the ground surface 6, where it has a way out, ie, the entrance and exit of the well 1 are located on the same surface. A casing 7 is installed in the drilled well, the annulus 8 is cemented along its entire length, the casing is perforated with holes 9 in the interval of a conventionally horizontal section of the reservoir. Then, tubing (10) equipped with centralizers 11 is installed inside the casing, and a coolant (superheated steam) 12 is supplied under pressure 2.5 MPa from the input and output sections 2 and 5 of the well, respectively, of well 1. higher than the in-situ pressure of the reservoir 3. Steam is supplied until the oil viscous to a fluid state liquefies around the wellbore 4 of the well 1 along the entire length of the horizontal section, which for this example was 3000 tons. After that, the inlet section 2 of the well 1 was continued for achku superheated steam, and along the outlet portion 5 selects oil.
После закачки перегретого пара в суммарном объеме 1,0-1,5 порового объема вытеснение нефти продолжали закачкой воды. After injection of superheated steam in a total volume of 1.0-1.5 pore volume, oil displacement was continued by water injection.
Проведенные промысловые испытания показали, что подача перегретого пара для разогрева пласта одновременно с двух противоположных сторон обеспечивает стабильный прогрев порового пространства продуктивного пласта. При этом наибольшая зона прогрева имеет место в интервале начала и конца перфорации, которые при последующей закачке теплоносителя имеют тенденцию к сближению. Продолжение закачки теплоносителя с входного участка после обеспечения достаточного прогрева пласта вдоль всего перфорированного интервала обсадной колонны производили для наиболее продолжительного поддержания ранее полученного эффекта по прогреву продуктивного пласта и достижения максимально возможного нефтеизвлечения. Field trials have shown that the supply of superheated steam to heat the formation simultaneously from two opposite sides provides stable heating of the pore space of the reservoir. In this case, the largest heating zone takes place in the interval of the beginning and end of perforation, which upon subsequent injection of the coolant tend to approach each other. Continued injection of the coolant from the input section after ensuring sufficient heating of the formation along the entire perforated interval of the casing string was carried out to maintain the previously obtained effect on heating the productive formation and achieve the maximum possible oil recovery.
Преимуществами предлагаемого способа по сравнению с прототипом являются:
- существенное снижение времени первоначальной стадии прогрева пласта за счет подачи теплоносителя в него с двух противоположных сторон;
- обеспечение дальнейшего прогрева пласта и отбора нефти одной скважиной;
- снижение энергозатрат, за счет снижения энергоемкости и повышение эффективности использования теплоносителя;
- обеспечение стабильности процесса нефтеизвлечения и исключение трудоемких операций.The advantages of the proposed method compared to the prototype are:
- a significant reduction in the time of the initial stage of formation heating due to the supply of coolant into it from two opposite sides;
- providing further heating of the reservoir and oil selection in one well;
- reduction of energy costs due to lower energy consumption and increased efficiency of use of the coolant;
- ensuring the stability of the oil recovery process and the exclusion of labor-intensive operations.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000129037A RU2211318C2 (en) | 2000-11-21 | 2000-11-21 | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000129037A RU2211318C2 (en) | 2000-11-21 | 2000-11-21 | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2000129037A RU2000129037A (en) | 2002-11-10 |
| RU2211318C2 true RU2211318C2 (en) | 2003-08-27 |
Family
ID=29245252
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000129037A RU2211318C2 (en) | 2000-11-21 | 2000-11-21 | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2211318C2 (en) |
Cited By (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2442883C1 (en) * | 2010-08-27 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil reserves |
| RU2445452C1 (en) * | 2010-08-31 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit and bitumens, and device for heat displacement of product from horizontal wells |
| RU2455473C2 (en) * | 2010-10-05 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| RU2461705C1 (en) * | 2011-04-05 | 2012-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" (ГОУ ВПО БашГУ) | Method for development of high-viscous oil deposit at thermal effect |
| RU2471972C1 (en) * | 2011-06-01 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of ultraviscous oil deposit |
| RU2474681C1 (en) * | 2011-10-13 | 2013-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| RU2565613C1 (en) * | 2014-07-31 | 2015-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil pay development by horizontal and vertical wells using interbedding burning |
| RU2569375C1 (en) * | 2014-10-21 | 2015-11-27 | Николай Борисович Болотин | Method and device for heating producing oil-bearing formation |
| US10612355B1 (en) | 2019-02-11 | 2020-04-07 | Saudi Arabian Oil Company | Stimulating u-shape wellbores |
| US20200256173A1 (en) * | 2019-02-11 | 2020-08-13 | Saudi Arabian Oil Company | Stimulating u-shape wellbores |
| US11460330B2 (en) | 2020-07-06 | 2022-10-04 | Saudi Arabian Oil Company | Reducing noise in a vortex flow meter |
| US11542815B2 (en) | 2020-11-30 | 2023-01-03 | Saudi Arabian Oil Company | Determining effect of oxidative hydraulic fracturing |
| US11619127B1 (en) | 2021-12-06 | 2023-04-04 | Saudi Arabian Oil Company | Wellhead acoustic insulation to monitor hydraulic fracturing |
| US11649702B2 (en) | 2020-12-03 | 2023-05-16 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore shaped perforation assembly |
-
2000
- 2000-11-21 RU RU2000129037A patent/RU2211318C2/en active
Cited By (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2442883C1 (en) * | 2010-08-27 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil reserves |
| RU2445452C1 (en) * | 2010-08-31 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit and bitumens, and device for heat displacement of product from horizontal wells |
| RU2455473C2 (en) * | 2010-10-05 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| RU2461705C1 (en) * | 2011-04-05 | 2012-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" (ГОУ ВПО БашГУ) | Method for development of high-viscous oil deposit at thermal effect |
| RU2471972C1 (en) * | 2011-06-01 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of ultraviscous oil deposit |
| RU2474681C1 (en) * | 2011-10-13 | 2013-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| RU2565613C1 (en) * | 2014-07-31 | 2015-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil pay development by horizontal and vertical wells using interbedding burning |
| RU2569375C1 (en) * | 2014-10-21 | 2015-11-27 | Николай Борисович Болотин | Method and device for heating producing oil-bearing formation |
| US10612355B1 (en) | 2019-02-11 | 2020-04-07 | Saudi Arabian Oil Company | Stimulating u-shape wellbores |
| US20200256173A1 (en) * | 2019-02-11 | 2020-08-13 | Saudi Arabian Oil Company | Stimulating u-shape wellbores |
| US10920554B2 (en) | 2019-02-11 | 2021-02-16 | Saudi Arabian Oil Company | Stimulating U-shape wellbores |
| US11035212B2 (en) * | 2019-02-11 | 2021-06-15 | Saudi Arabian Oil Company | Stimulating U-shape wellbores |
| US11460330B2 (en) | 2020-07-06 | 2022-10-04 | Saudi Arabian Oil Company | Reducing noise in a vortex flow meter |
| US11542815B2 (en) | 2020-11-30 | 2023-01-03 | Saudi Arabian Oil Company | Determining effect of oxidative hydraulic fracturing |
| US11649702B2 (en) | 2020-12-03 | 2023-05-16 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore shaped perforation assembly |
| US11619127B1 (en) | 2021-12-06 | 2023-04-04 | Saudi Arabian Oil Company | Wellhead acoustic insulation to monitor hydraulic fracturing |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2287677C1 (en) | Method for extracting oil-bitumen deposit | |
| RU2350747C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2340768C2 (en) | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells | |
| RU2295030C1 (en) | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen | |
| CA2162741C (en) | Single horizontal wellbore gravity drainage assisted steam flood process and apparatus | |
| US5289881A (en) | Horizontal well completion | |
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| CA1271703A (en) | Bitumen production through a horizontal well | |
| US5131471A (en) | Single well injection and production system | |
| RU2211318C2 (en) | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation | |
| US5607018A (en) | Viscid oil well completion | |
| US5215149A (en) | Single horizontal well conduction assisted steam drive process for removing viscous hydrocarbonaceous fluids | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2436943C1 (en) | Procedure for extraction of high viscous oil from deviating hole by method of steam cyclic pumping into reservoir | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2343276C1 (en) | Method of development of high viscous oil deposit | |
| RU2468194C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections | |
| CA2890491C (en) | Hydrocarbon recovery start-up process | |
| RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
| RU2413068C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2395676C1 (en) | Method of bitumen deposit development | |
| RU2114289C1 (en) | Method for development of deposit with high-viscosity oil | |
| RU2199657C2 (en) | Underground-surface method of development of high- viscosity oil deposit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20120229 |
|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20140411 |