RU2225942C1 - Method for extraction of bituminous deposit - Google Patents

Method for extraction of bituminous deposit Download PDF

Info

Publication number
RU2225942C1
RU2225942C1 RU2002120655/03A RU2002120655A RU2225942C1 RU 2225942 C1 RU2225942 C1 RU 2225942C1 RU 2002120655/03 A RU2002120655/03 A RU 2002120655/03A RU 2002120655 A RU2002120655 A RU 2002120655A RU 2225942 C1 RU2225942 C1 RU 2225942C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
bitumen
layer
extracting
wells
Prior art date
Application number
RU2002120655/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2002120655A (en
Inventor
В.А. Файзуллин
туллин Н.С. Гати
Н.С. Гатиятуллин
В.В. Илатовский
Н.В. Файзуллина
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority to RU2002120655/03A priority Critical patent/RU2225942C1/en
Publication of RU2002120655A publication Critical patent/RU2002120655A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2225942C1 publication Critical patent/RU2225942C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil extracting industry. SUBSTANCE: method includes drilling a force-pump well, pumping a heat carrier into the layer, and extracting product from the layer. First optimal size of extracted element is determined, in the center of which central extracting well is bored. Force-pump wells are located at the distance of 10m from central well and at 180 degrees from each other. Directional heat stream is created in extracting well and in draining well with a pit-face below bituminous layer. Draining well is located near the central extracting well and equipped with submersible pump. Then layer water is pumped out through draining well. Layer is drained. Number of draining wells is increased depending on piezoconductivity of bituminous sandstones. Through force-pump well steam-gas is supplied. Layer is heated up to normal bitumen viscosity and then bitumen is extracted through extracting well. After extraction of 1/3 bitumen value water draining is stopped. Bitumen extraction is continued, effect of internal flooding is created and after cooling down of lower portion of layer the process is repeated. EFFECT: effective bitumen extraction. 4 cl, 3 dwg

Description

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи битума тепловым воздействием на пласт из битумоносных песчаников. The proposal relates to oil industry, particularly to methods for production of bitumen to thermal effects on the formation of bitumonosnyh sandstones.

Известен способ добычи вязкой нефти или битума из пласта (см. а.с. СССР № 834339, кл. Е 21 В 43/24, опубл. БИ № 20, за 1981 г.), включающий нагрев пласта путем закачки в него теплоносителя и газа, при этом до последующего нагрева пласта газ закачивают периодически. A method is known a viscous oil or bitumen from a formation (see. № AS USSR 834339, Cl. E 21 B 43/24, publ. № BI 20, 1981 for YG), comprising heating of the formation by pumping into it the coolant and gas, wherein subsequent to heating the gas reservoir is pumped discontinuously.

Также известен термический способ добычи углеводородов из битумоносных песчаников (патент США № 4046195, опубл. 06.09.77 г.). Also known thermal method for producing hydrocarbons from bitumonosnyh sandstones (№ U.S. Patent 4,046,195, publ. 9.6.77 g). Способ включает нагнетание через нагнетательную скважину пара до тех пор, пока он не будет выходить через добывающую скважину. The method comprises injecting steam through the injection well so long as it does not go through the production well. Затем нагнетают через нагнетательную скважину смесь пара и газа, содержащего кислород, при температуре смеси, соответствующей температуре насыщения насыщенного пара при пластовом давлении. Is then injected through an injection well a mixture of steam and gas containing oxygen, at a temperature of the mixture corresponding to the saturation temperature of saturated steam at reservoir pressure. В результате этого в пласте осуществляется низкотемпературное окисление. As a result, the formation is carried out low-temperature oxidation. Нагнетание смеси продолжается до тех пор, пока в пласт вместе с паром не будет введено оптимальное количество указанного газа в диапазоне 140-200 поровых объемов при стандартных условиях. Injection continues until the mixture until the reservoir together with the steam is not optimal amount of said gas to be introduced in the range of 140-200 pore volumes at standard conditions. После этого продолжают нагнетать чистый пар. After that, continue to inject pure steam. Добычу углеводородов производят через добывающую скважину. production of hydrocarbons produced through the production well.

Способы позволяют снизить энергозатраты. Ways to help reduce energy costs.

Недостатком способов является низкая эффективность извлечения битума, отсутствие объективного контроля за процессом вытеснения. A disadvantage of the methods is the low recovery efficiency of bitumen, the lack of objective control of the displacement process. Кроме того, способы являются сложными и трудоемкими в исполнении. Furthermore, the methods are complicated and time-consuming to implement.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ добычи вязких нефтей из битумоноcных песков (патент США № 2019575, опубл. 26.04.77 г.), включающий прогрев пласта с использованием эксплуатационной скважины, специальным образом оборудованной, а также множеством периферийных скважин, пробуренных в продуктивном пласте недалеко от эксплуатационной скважины. The closest in technical essence and attainable result to the proposed method is the production of viscous oils sands bitumonocnyh (№ U.S. Patent 2,019,575, publ. 26.04.77 g) comprising a reservoir with heating the production well, specially equipped, and a plurality of peripheral holes drilled in the reservoir near the production well. Периферийные скважины вскрывают только верхнюю часть продуктивного пласта. Peripheral wells reveal only the upper part of the producing formation. Эксплуатационная скважина оборудуется тремя колоннами труб, спускаемыми концентрично одна в другую. Production well equipped with three columns of pipes, descend concentrically one inside the other.

Колонна самого малого диаметра (НКТ) опускается до подошвы пласта, где обсадная колонна перфорирована только против продуктивного пласта. Column very small diameter (CNT) is lowered to the formation of the sole, wherein the casing is perforated only against the producing formation. Зона перфорации изолирована от верхней части ствола скважины пакером. perforation zone is isolated from the upper part of the barrel of the well packer. Промежуточная колонна спущена в скважину до уровня этого пакера. The intermediate column is lowered into the well to the level of the packer. Таким образом, три колонны образуют три канала связи с поверхностью: первый, по которому осуществляется добыча нефти, второй и третий (межтрубные пространства между промежуточной и подъемной колоннами) служат для циркуляции теплоносителя - пара, что обеспечивает прогрев продуктивного пласта вокруг скважины. Thus, the three column form three channels communicating with the surface: first, by which the production of oil, the second and third (space between the tubes and between the intermediate lifting columns) are used for circulating the coolant - pair that provides heating of the producing formation around the borehole.

Прогрев пласта вокруг ствола скважины создает условия для начала движения нефти по пласту. Warming up the formation around the wellbore creates conditions for the beginning of the movement of oil through the reservoir. Одновременно с этим процессом осуществляется прогрев продуктивного пласта через периферийные скважины, по которым нагнетается в пласт теплоноситель. Simultaneously with this process is carried out heating the producing formation through the peripheral well on which is injected into the coolant reservoir. Пар будет поглощаться пластом при условии, что битум в приствольной части эксплуатационной скважины начнет продвигаться по пласту вниз к ее перфорационным отверстиям в нижней части колонны. The vapor will be absorbed by the reservoir provided that the bitumen in the near-wellbore portion of the production well by formation will begin to move down to its perforations in the bottom of the column. Пар, закачиваемый через периферийные скважины, нагревает пласт и одновременно проталкивает нефть вниз по пласту к перфорационным отверстиям. The steam is injected through a peripheral hole, it heats the formation and at the same time pushes the oil down the seam to the perforations.

Достоинством способа является то, что процесс вытеснения битума стабилизируется за счет поддержания температурного режима в пласте. An advantage of the method is that the stabilized bitumen displacement process by maintaining the temperature in the formation.

Однако эффективность вытеснения остается низкой из-за того, что процесс распределения теплоносителя в пласте является не контролируемым. However, the displacement efficiency is low due to the fact that the coolant distribution in the formation process is not controlled. Осуществление способа требует больших материальных и энергетических затрат. Implementation of the method requires a lot of material and energy costs.

Задачей изобретения является создание способа эффективного вытеснения битума и увеличения тем самым коэффициента извлечения битума за счет непосредственного воздействия на битум и вмещающего его песчаник, а также за счет уменьшения размеров добычной ячейки до оптимального размера, которая практически исключает неконтролируемый выход направленного теплового потока через тектонические трещины в обход битумного пласта в добычном элементе. The object of the invention is to provide a method of efficiently displacing the bitumen and thereby increase the recovery rate of bitumen due to direct effects on bitumen and enclosing it sandstone, but also by reducing the size of mining cell to the optimal size, which practically eliminates uncontrollable output directional heat flow through tectonic fractures in bypassing bitumen formation in the mining element.

Поставленная задача достигается описанным способом разработки битумного месторождения, включающим бурение нагнетательной скважины, закачку теплоносителя в пласт и добычу продукции из пласта. The stated object is achieved by the method described development bituminous deposit comprising drilling an injection well, injecting the coolant into the reservoir and the extraction of products from the formation.

Новым является то, что сначала определяют оптимальный размер добычного элемента, в центре которого бурят центральную добывающую скважину, нагнетательные скважины располагают на расстоянии 10 м от центральной и на 180° друг от друга с направленным теплопотоком на добывающую скважину и дренажную скважину с забоем ниже битумoноcного пласта, причем располагают ее в непосредственной близости от центральной добывающей скважины и оборудуют погружным насосом, после чего через дренажную скважину производят откачку пластовой воды, осушают пласт, New is that first determined the optimal size of the mining element in the center of which is drilled a central production well, injection wells located at a distance of 10 m from the center and 180 ° from one another with a directional heat flow to a production well and the well bore with the slaughter below bitumonocnogo reservoir , and its feature in the vicinity of the center of the production well, and a submersible pump is equipped, and then through the drainage hole produced pumping produced water, dried layer, через нагнетательную скважину подают парогаз, нагревают пласт до добычной вязкости битума и производят отбор битума через добывающую скважину, причем после отбора 1/3 объема битума дренаж воды прекращают, а отбор битума из добывающей скважины продолжают, создают эффект внутриконтурного заводнения и после охлаждения нижней части пласта цикл повторяют. is fed through the steam and gas injection well, the formation is heated to a mining viscosity bitumen and bitumen make selection via the production well, and after selection bitumen 1/3 volume of water drainage is stopped, and the selection of the bitumen production well continues, create the effect of contour waterflooding and after cooling the lower portion of the formation the cycle is repeated.

Новым является также то, что для создания направленного теплопотока нагнетательные скважины снабжают трубой, перфорированной в секторе 90° окружности трубы. What is new is the fact that to create a directional heat flow injectors supply pipe into the perforated sector of 90 ° circumference of the pipe. Количество дренажных скважин увеличивают в зависимости от пьезопроводности битумоносных песчаников. The number of drainage wells increase depending on the diffusivity bitumonosnyh sandstones.

При разогреве битумного пласта по известному способу основная доля тепла расходовалась на разогрев воды, у которой теплопроводность на порядок выше, чем у битума и минерального каркаса глинистого песчаника. When heating the bitumen layer by a known method major share of heat spent on heating of water, in which thermal conductivity is much higher than that of bitumen and mineral clay carcass sandstone. Кроме того, поскольку из добывающей скважины ранее добывался битум совместно с водой в соотношении 30-20% на 70-80% и в силу большой разницы коэффициентов фильтрации воды и битума, в скважину подтягивалось большое количество холодной пластовой воды, на разогрев которой также требовалось определенное количество тепла. Further, since the production well from previously mined bitumen together with water in the ratio 30-20% to 70-80%, and because of the large difference filter coefficients water and bitumen, into the well tightens the large amount of cold water reservoir, for heating which also require certain The amount of heat. В заявляемом способе значительный расход теплоносителя на разогрев пластовой воды практически исключен. In the disclosed method, a considerable flow of coolant to heat the reservoir water is practically excluded. В осушенном пласте за счет создания депрессионной воронки и срезки уровня подземных вод в районе теплонагнетательных скважин под подошвой битумного пласта теплоперенос и разогрев битума осуществляется с наименьшими теплозатратами. In the formation drained by creating a depression funnel and cutting level of groundwater in the area teplonagnetatelnyh wells beneath the sole of the bituminous layer and heat transfer heating of the bitumen is carried out with the least teplozatratami. Количество дренажных скважин увеличивают в зависимости от пьезопроводности битумоносных песчаников. The number of drainage wells increase depending on the diffusivity bitumonosnyh sandstones.

На фиг.1 схематично показано расположение скважин при осуществлении предлагаемого способа разработки битумного месторождения. 1 schematically shows the arrangement of wells in the present process develop a bitumen deposit.

На фиг.2 - схема разработки битума в добычном элементе. Figure 2 - development diagram bitumen extracting element. Эта схема реализована на Северо-Ашальчинском месторождении в Республике Татарстан. This scheme is implemented in the North-Ashalchinskoye in the Republic of Tatarstan.

На фиг.3 показано мультисистемная схема промышленной разработки битумного месторождения добычными элементами. 3 shows a diagram of a multisystem industrial development bitumen mining field elements.

Способ осуществляют в следующей последовательности. The process is carried out in the following sequence.

Выбирают добычной элемент размером 20×20 м, в центре которого бурят вертикальную добывающую скважину с-1-Ц. Mining element selected size of 20 × 20 m, drilled in its center with a vertical production well-U-1. Бурение такой скважины первой определяется тем, что в скважину по вскрытым пластам начнется разгрузка горного давления, т.е. Drilling a first hole is determined so that the well layers begin to excavate rock pressure unloading, i.e. вектор разгрузки будет направлен в сторону центральной (добывающей) скважины и будет совпадать с вектором теплового фронта, что в свою очередь будет ускорять теплоперенос по битумному пласту. unloading the vector will be directed toward the center (extracting) wellbore will match the thermal front vector, which in turn will accelerate heat transfer on bitumen reservoir. Затем на расстоянии 2-3 м бурят дренажную скважину с-1-Г на глубину на 10-15 м ниже подошвы битумного пласта и оборудуют погружным насосом. Then, at a distance of 2-3 meters from the well bore is drilled-1-D to a depth of 10-15 m below the base bitumen reservoir and equipped with a submersible pump. Далее на 10 м от добывающей скважины бурят нагнетательные скважины с-1-Т и с-2-Т на глубину залегания битумного пласта, расположенные на 180° друг от друга. Next, at 10 m from the production well is drilled injection wells with T-1 and T-2 to the bituminous layer the depth, disposed at 180 ° from each other. Они снабжены трубой, перфорированной в секторе 90° окружности трубы и направленной в сторону добывающей скважины с-1-Ц. They are provided with a pipe perforated in the sector of the tube circumference of 90 ° and directed toward the production well to 1-D. До этапа нагнетания теплоносителя осуществляют осушение битумного пласта в пределах добычного элемента с помощью дренажной скважины с-1-Г, оборудованной погружным насосом 1 (фиг.2) с расчетной производительностью для полного осушения битумного пласта. Until the coolant discharge phase carried draining bituminous layer within a mine drainage element via-hole with a 1-D, 1 equipped with submersible pump (2) having a design capacity for a complete drying of the bituminous layer.

Расчет времени осушения добычной ячейки с радиусом 10 м производили по формуле Timing dehumidification mining cell with radius of 10 m produced under the formula

R(t)=√πα t, R (t) = √πα t,

где R(t) - расчетный радиус влияния скважины, м; where R (t) - the calculated radius of borehole effects, m;

α - пьезопроводимость в среднем для песчаника, равная 200 м 2 /сут; α - pezoprovodimost average sandstone equal to 200 m 2 / day;

t - время дренажа, сут. t - drainage time, days.

Количество дренажных скважин может быть увеличено до 2 в случаях, когда пьезопроводимость будет составлять 300-500 м 2 /сут. The amount of drainage wells may be increased to 2 when pezoprovodimost will be 300-500 m 2 / day. Оптимальность размеров добычной ячейки определяется возможностями осушения пласта в данных геолого-гидрогеологических условиях и мощности современного насосного дренажного оборудования. The optimum size of a cell is determined by the mining capacity of drainage layer in the data of geological and hydrogeological conditions and drainage pumping power of modern equipment. Увеличение размеров добычной ячейки сделает невозможным полное осушение пласта, а при частичном осушении невозможно получить экономичный разогрев битума в пласте оптимальное время. Increasing the size of the mining cells will make it impossible to complete the draining of the reservoir, and in the partial draining impossible to obtain cost-effective heating of the bitumen in the reservoir optimal time. Кроме того, при больших размерах ячейки может наступить неконтролируемый выход парогаза за пределы добычного элемента, что подтверждается опытом работ на Мордово-Кармальском месторождении ПБ в Республике Татарстан. In addition, for large size of the cell can occur uncontrolled output of steam-gas outside the mining element, which is confirmed by experience in the field Mordovo- Karmalskoye PB in the Republic of Tatarstan.

Формирование депрессионной воронки фиксируется срезкой уровня воды в теплонагнетательных скважинах в подошве битумного пласта. Forming the depression funnel fixed truncation teplonagnetatelnyh water level in the wells at the bottom of the bituminous layer.

Затем начинают процесс нагнетания теплоносителя в скважинах с-1-Т и с-2-Т. Then start the coolant discharge process in wells with T-1 and T-2. После разогрева пласта и достижения добычной вязкости битума начинают отбор битума методом свабирования из добычной скважины. After warming up and achieve the formation of mining viscosity bitumen starting selecting bitumen by swabbing of the mining well. При этом процесс осушения происходит в дискретом режиме. In this drying process takes place in increments mode. После разогрева битума в пласте до оптимальной добычной вязкости битума пласта осушение временно прекращается, что приводит к подъему напорных подземных вод. After heating the bitumen in the reservoir to the optimum viscosity of reservoir bitumen mining drainage is temporarily interrupted, leading to the rise of pressure of groundwater. Это в свою очередь увеличивает объем вытеснения разогретого битума за счет природной энергии напорных подземных вод, то есть реализуется идея внутриконтурного заводнения, широко используемая при поддержании пластового давления в нефтедобыче. This in turn increases the amount of displacement of the heated bitumen at the expense of natural energy artesian water that is sold the idea contour waterflooding, widely used in maintaining the reservoir pressure in the oil industry.

После завершения отработки первого элемента переходят на строительство двух следующих элементов, примыкающих к скважине 2-Т с одной стороны и скв. After completion of work on the first moving member following the construction of two elements adjacent to the well-T 2 on the one hand and the borehole. 1-Т с другой, которые будут использованы для разогрева битума в 2 и 3 добычных элементах и осуществляются путем разворота теплонагнетательных скважин на 180 град. 1-T on the other, which will be used for heating bitumen in the 2 and 3 elements and mining are performed by rotating teplonagnetatelnyh wells at 180 deg. в сторону новых добычных элементов (фиг.3). towards the new mining elements (3).

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки битумного месторождения определяется главным образом существенным снижением энергозатрат, уменьшением тепловых потерь, контролируемости теплофизического состояния пласта, увеличением объема извлечения битума за счет энергии напорных подземных вод, уменьшением затрат на обезвоживание добытого сырья, уменьшением затрат на сооружение следующих добычных элементов. Technical and economic efficiency of the process development bitumen field is mainly determined by a significant reduction of energy consumption, reduction in heat loss, controllability thermophysical reservoir conditions, the increase in recovery of bitumen from the energy pressure of underground water, decreasing the costs of dewatering the extracted raw material, reduction of costs for the construction of these mining elements .

Claims (4)

1. Способ разработки битумного месторождения, включающий бурение нагнетательной скважины, закачку теплоносителя в пласт и добычу продукции из пласта, отличающийся тем, что сначала определяют оптимальный размер центрального первого добычного элемента, в центре которого бурят добывающую скважину, нагнетательные скважины располагают на расстоянии 10-12 м от центральной и на 180° друг от друга с направленным теплопотоком на добывающую скважину и дренажную скважину с забоем ниже битуминозного пласта, причем располагают ее в непосредственной б 1. Method of developing bituminous deposit comprising drilling an injection well, injecting the coolant into the formation and production of product from the reservoir, characterized in that the first determined optimum size of the central first mining element in the center of which is drilled production well, injection wells located at a distance of 10-12 m from the center and 180 ° from one another with a directional heat flow to a production well and the well bore below the slaughter with a bituminous layer, wherein it has a very b лизости от центральной добывающей скважины и оборудуют погружным насосом, после чего через дренажную скважину производят откачку пластовой воды, осушают пласт, а через нагнетательную скважину подают парогаз, нагревают пласт до добычной вязкости битума и производят отбор битума через добывающую скважину, причем после отбора 1/3 объема битума дренаж воды прекращают, а отбор битума из добывающей скважины продолжают, создают эффект внутриконтурного заводнения и после охлаждения пласта цикл повторяют, затем после отработки первого элемента lizosti from the central production well and equipped with a submersible pump and then through the drainage hole produced pumping produced water, dried layer, and is fed through a steam and gas injection well, the formation is heated to a mining viscosity bitumen and bitumen make selection via the production well, and after selection 1/3 bitumen drainage volume of water is stopped, and the selection of the bitumen production well continues, create the effect of contour waterflooding, after cooling and formation cycle is repeated, then after execution of the first element теплонагнетательные скважины используют для разогрева битума на следующих двух элементах, примыкающих к центральному. teplonagnetatelnye wells are used to heat the bitumen on the two elements adjacent to the center.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для создания направленного теплопотока нагнетательные скважины снабжают трубой, перфорированной в секторе 90° окружности трубы. 2. A method according to claim 1, characterized in that to create a directional heat flow injectors supply pipe into the perforated sector of 90 ° circumference of the pipe.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что по мере выработки добычного элемента направление теплопотоков в нагнетательных скважинах изменяют. 3. A method according to claim 1, characterized in that at least making the mining element in the direction of injection wells heat flows change.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что количество дренажных скважин увеличивают в зависимости от пьезопроводности битуминозных песчаников. 4. A method according to claim 1, characterized in that the number of drainage wells increase depending on the diffusivity tar sands.
RU2002120655/03A 2002-07-29 2002-07-29 Method for extraction of bituminous deposit RU2225942C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2002120655/03A RU2225942C1 (en) 2002-07-29 2002-07-29 Method for extraction of bituminous deposit

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2002120655/03A RU2225942C1 (en) 2002-07-29 2002-07-29 Method for extraction of bituminous deposit

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2002120655A RU2002120655A (en) 2004-01-20
RU2225942C1 true RU2225942C1 (en) 2004-03-20

Family

ID=32390603

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2002120655/03A RU2225942C1 (en) 2002-07-29 2002-07-29 Method for extraction of bituminous deposit

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2225942C1 (en)

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7448447B2 (en) 2006-02-27 2008-11-11 Schlumberger Technology Corporation Real-time production-side monitoring and control for heat assisted fluid recovery applications
US8091632B2 (en) 2007-02-16 2012-01-10 Siemens Aktiengesellschaft Method and device for the in-situ extraction of a hydrocarbon-containing substance from an underground deposit
RU2455474C1 (en) * 2011-02-04 2012-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of heavy oil or bitumen mine field
RU2524705C2 (en) * 2012-10-02 2014-08-10 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Method of development of bitumen deposits of isometric shape
RU2528760C1 (en) * 2013-05-07 2014-09-20 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Development of isometric natural bitumen deposits
RU2683015C1 (en) * 2018-03-12 2019-03-25 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" Method for developing bituminous argillite and sandstone fields

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7448447B2 (en) 2006-02-27 2008-11-11 Schlumberger Technology Corporation Real-time production-side monitoring and control for heat assisted fluid recovery applications
US8091632B2 (en) 2007-02-16 2012-01-10 Siemens Aktiengesellschaft Method and device for the in-situ extraction of a hydrocarbon-containing substance from an underground deposit
RU2455474C1 (en) * 2011-02-04 2012-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of heavy oil or bitumen mine field
RU2524705C2 (en) * 2012-10-02 2014-08-10 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Method of development of bitumen deposits of isometric shape
RU2528760C1 (en) * 2013-05-07 2014-09-20 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Development of isometric natural bitumen deposits
RU2683015C1 (en) * 2018-03-12 2019-03-25 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" Method for developing bituminous argillite and sandstone fields

Also Published As

Publication number Publication date
RU2002120655A (en) 2004-01-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US3501201A (en) Method of producing shale oil from a subterranean oil shale formation
US3474863A (en) Shale oil extraction process
US3593790A (en) Method for producing shale oil from an oil shale formation
US3565171A (en) Method for producing shale oil from a subterranean oil shale formation
CN1875168B (en) Hydrocarbon recovery from impermeable oil shales
US3848671A (en) Method of producing bitumen from a subterranean tar sand formation
US4434849A (en) Method and apparatus for recovering high viscosity oils
CN100513740C (en) Method in situ recovery from a hydrocarbon containing formation using barriers
US2813583A (en) Process for recovery of petroleum from sands and shale
US3759574A (en) Method of producing hydrocarbons from an oil shale formation
CA2405480C (en) Method for production of hydrocarbons from organic-rich rock
US6050335A (en) In-situ production of bitumen
US3024013A (en) Recovery of hydrocarbons by in situ combustion
US3695354A (en) Halogenating extraction of oil from oil shale
US4283088A (en) Thermal--mining method of oil production
CA2342955C (en) Liquid addition to steam for enhancing recovery of cyclic steam stimulation or laser-css
US4116275A (en) Recovery of hydrocarbons by in situ thermal extraction
US7073577B2 (en) Array of wells with connected permeable zones for hydrocarbon recovery
US5305829A (en) Oil production from diatomite formations by fracture steamdrive
CA1201377A (en) Advancing heated annulus steam drive
CA2591498C (en) Recovery process
US4640352A (en) In-situ steam drive oil recovery process
CA1167373A (en) Method of treating reservoirs containing very viscous crude oil or bitumen
CA2243105C (en) Vapour extraction of hydrocarbon deposits
US7320221B2 (en) Method and apparatus for using geothermal energy for the production of power

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20080730