RU2246001C1 - Method for extracting deposits of viscous oils and bitumens - Google Patents
Method for extracting deposits of viscous oils and bitumens Download PDFInfo
- Publication number
- RU2246001C1 RU2246001C1 RU2003115407/03A RU2003115407A RU2246001C1 RU 2246001 C1 RU2246001 C1 RU 2246001C1 RU 2003115407/03 A RU2003115407/03 A RU 2003115407/03A RU 2003115407 A RU2003115407 A RU 2003115407A RU 2246001 C1 RU2246001 C1 RU 2246001C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cylindrical elements
- tubing
- column
- wellhead
- oil
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов двухустьевыми горизонтальными скважинами и может быть использовано для добычи высоковязких нефтей и битума.The invention relates to the field of development of hydrocarbon deposits by double-well horizontal wells and can be used for the extraction of high viscosity oils and bitumen.
Известен способ добычи высоковязких нефтей с использованием глубинных насосов, в которых поршень перемещает перед собой столб жидкости на всю длину цилиндра (Л.В.Габриелов и др. Специальные глубинные насосы для добычи высоковязких нефтей. Сборник докладов международной конференции “Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей”, Краснодар, 1999, с.78).A known method of producing high viscosity oils using deep pumps, in which the piston moves a column of fluid in front of itself the entire length of the cylinder (L.V. Gabrielov and other Special deep pumps for the extraction of high viscosity oils. Collection of reports of the international conference “Development of resources of hard to recover and high viscosity oils ”, Krasnodar, 1999, p. 78).
Недостатком известного способа являются осложнения, вызванные действием гидродинамических сил трения при движении штанги в жидкости и жидкости в трубах, а также через нагнетательный и всасывающий клапаны. При откачке нефти с вязкостью более 0,5 Па· с штанга зависает в жидкости во время хода вниз, что ослабляет канатную подвеску и вызывает удары во всех звеньях насосной установки.The disadvantage of this method is the complications caused by the action of hydrodynamic frictional forces when the rod moves in the fluid and fluid in the pipes, as well as through the discharge and suction valves. When pumping oil with a viscosity of more than 0.5 Pa · s, the rod freezes in the liquid during the down stroke, which weakens the rope suspension and causes shocks in all parts of the pump installation.
Известен способ разработки месторождений углеводородов, предусматривающий сооружение двухустьевой горизонтальной скважины, бурение горизонтального ствола скважины, крепление его эксплуатационной колонной, протаскиваемой с одного устья по стволу к другому совместно с пакерами для установки последних в кровле продуктивного пласта с последующим подъемом нефти и подачей ее в выкидную линию на одном из устьев скважины (патент RU №2159317, Е 21 В 7/04, 43/20, 1999).A known method for the development of hydrocarbon deposits, involving the construction of a two-well horizontal well, drilling a horizontal wellbore, securing it with a production string, dragged from one wellhead along the well to another together with packers for installing the latter in the roof of the producing formation with subsequent lifting of oil and feeding it to the flow line at one of the wellheads (patent RU No. 2159317, E 21 B 7/04, 43/20, 1999).
Указанный способ обеспечивает повышение добычи углеводородов за счет увеличения проходного сечения эксплуатационной колонны, как минимум, в два раза. Однако способ обладает низкой эффективностью подъема вязких нефтей или битумов, так как характеризуется дискретным режимом подъема продукции, что связано с использованием естественной энергии пласта.The specified method provides an increase in hydrocarbon production by increasing the flow area of the production casing, at least twice. However, the method has a low lifting efficiency of viscous oils or bitumen, as it is characterized by a discrete mode of lifting products, which is associated with the use of natural energy of the reservoir.
Из известных способов наиболее близким к предлагаемому является способ разработки залежей вязких нефтей и битумов, включающий бурение горизонтального ствола скважины, крепление его эксплуатационной колонной, перфорацию участка эксплуатационной колонны в зоне продуктивного пласта и последующий подъем и подачу нефти в выкидную линию (см. патент РФ №2085715, Е 21 В 43/24, 1997).Of the known methods, the closest to the proposed one is a method for developing viscous oil and bitumen deposits, including drilling a horizontal wellbore, securing it with a production string, perforating a section of the production string in the zone of the reservoir and subsequent lifting and supplying oil to the flow line (see RF patent No. 2085715, E 21 B 43/24, 1997).
Недостатком известного способа является технологическая сложность его реализации, связанная с использованием установки тока высокой частоты для прогрева пласта, и схемы управления реверсом ЭЦН двухстороннего действия.The disadvantage of this method is the technological complexity of its implementation, associated with the use of a high-frequency current setting for heating the formation, and a double-acting ESP reverse control circuit.
В основу настоящего изобретения положена задача создания способа разработки залежей вязких нефтей и битумов, обеспечивающего повышение эффективности разработки за счет реализации процесса непрерывного глубинного насосного вытеснения нефти в равнопроходном замкнутом гидравлическом канале.The basis of the present invention is the creation of a method for the development of deposits of viscous oils and bitumen, which provides increased development efficiency due to the implementation of the process of continuous deep pumping oil displacement in an equal passage closed hydraulic channel.
Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки залежей вязких нефтей и битумов, включающем бурение двухустьевой горизонтальной скважины, крепление ее эксплуатационной колонной, протаскиваемой с одного устья скважины по ее стволу к другому устью совместно с пакерами для установки последних в кровле продуктивного пласта, подъем и подачу нефти в выкидную линию на одном из устьев скважины, устьевые участки эксплуатационной колонны соединяют между собой наземным участком в виде дугообразного трубопровода с идентичным внутренним диаметром с образованием замкнутого канала, упомянутый наземный участок которого закрепляют на опорной раме приводного узла, после чего в эксплуатационной колонне размещают дополнительную колонну, выполняющую функцию насосно-компрессорной трубы - НКТ в подземной части и имеющую перфорационные каналы для сообщения с продуктивным пластом, в полости дополнительной колонны на равноудаленных расстояниях друг от друга устанавливают систему цилиндрических элементов, соединенных между собой посредством силовых тяг с формированием замкнутой тяговой системы, при этом участки подземной части НКТ от устьев скважины до границ перфорационного участка эксплуатационной колонны совместно с упомянутыми цилиндрическими элементами образуют поршневые насосные пары, причем в процессе эксплуатации осуществляют принудительное перемещение системы цилиндрических элементов с помощью приводного узла с непрерывным последовательным вытеснением нефти из НКТ посредством упомянутых выше поршневых насосных пар.This object is achieved by the fact that in the method of developing deposits of viscous oils and bitumen, including drilling a two-well horizontal well, securing it with a production string, dragged from one wellhead along its trunk to another wellhead together with packers for installing the latter in the roof of the producing formation, lifting and oil supply to the flow line at one of the wellheads; the wellhead sections of the production string are interconnected by a ground section in the form of an arcuate pipeline with an identical internal with a smaller diameter to form a closed channel, the above-ground section of which is fixed on the supporting frame of the drive unit, after which an additional string is placed in the production casing, which acts as a tubing in the underground part and has perforation channels for communication with the reservoir, in the cavity additional columns at equidistant distances from each other establish a system of cylindrical elements interconnected by means of power rods with the formation of closed traction system, while the sections of the underground part of the tubing from the wellhead to the boundaries of the perforated section of the production string together with the aforementioned cylindrical elements form piston pump pairs, and during operation, the system of cylindrical elements is forcedly moved using a drive unit with continuous sequential oil displacement from the tubing by means of the piston pump pairs mentioned above.
В предпочтительных вариантах:In preferred embodiments:
- длину силовой тяги между соседними цилиндрическими элементами устанавливают равной или меньше длины участка НКТ от кровли пласта до устья скважины;- the length of the power traction between adjacent cylindrical elements is set equal to or less than the length of the tubing section from the top of the formation to the wellhead;
- в процессе эксплуатации скважины при подаче растворителя и/или теплоносителя через устье, противоположное выкидному, изменяют направление движения тяговой системы;- during the operation of the well when supplying solvent and / or coolant through the mouth opposite to the flow, change the direction of movement of the traction system;
- на эксплуатационной колонне в зоне продуктивного пласта устанавливают, по крайней мере, один заколонный пакер, а примыкающий к нему участок НКТ совместно с цилиндрическими элементами образует, по крайней мере, одну поршневую насосную пару;- at least one annular packer is installed on the production casing in the zone of the reservoir, and the adjacent tubing section together with the cylindrical elements forms at least one piston pumping pair;
- после прекращения эксплуатации подземные участки колонн разрезают на две части и извлекают их через устья скважины, после чего устанавливают цементные мосты для предупреждения техногенных последствий разработки.- after the cessation of operation, the underground sections of the columns are cut into two parts and removed through the wellhead, after which cement bridges are installed to prevent the technological consequences of development.
Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 показана схема сооружения и эксплуатации скважины предлагаемым способом; на фиг.2 и 3 приведены схематические иллюстрации конкретного примера реализации способа с моделированием условий глубинно-насосного вытеснения нефти предлагаемым способом.The invention is illustrated by drawings, where figure 1 shows a diagram of the construction and operation of the well of the proposed method; figure 2 and 3 are schematic illustrations of a specific example of the implementation of the method with modeling the conditions of deep pumping oil displacement of the proposed method.
На фиг.1 приняты следующие обозначения: продуктивный пласт высоковязкой нефти и/или битума 1, кондукторы 2, подземная 3 и наземная 4 части эксплуатационной 5 и внутренней дополнительной колонны 6, участок перфорации эксплуатационной колонны 7, система цилиндрических элементов 8, соединенных посредством тяг 9, пакеры 10 в кровле продуктивного пласта 1, опорная рама приводного узла 11, выкидная линия 12, блок сбора нефтепродуктов 13, линия подачи растворителя или теплоносителя 14, центраторы 15, заколонные пакеры 16, участки НКТ 17 и 18, образующие с цилиндрическими элементами 8 насосные поршневые пары.In Fig. 1, the following designations are adopted: a productive formation of highly viscous oil and / or bitumen 1, conductors 2, underground 3 and ground 4 parts of production 5 and internal additional casing 6, a section of perforation of production casing 7, a system of cylindrical elements 8 connected by rods 9 , packers 10 in the roof of the reservoir 1, support frame of the drive unit 11, flow line 12, oil collection unit 13, solvent or coolant supply line 14,
Способ разработки залежей вязких нефтей и/или битумов осуществляют следующим образом.The method of developing deposits of viscous oils and / or bitumen is as follows.
На пласт высоковязкой нефти и/или битума 1 из кондукторов 2 бурят двухустьевую горизонтальную скважину, крепят ее эксплуатационной колонной 5, протаскиваемой с одного устья по стволу к другому совместно с пакерами 10 для установки последних в кровле продуктивного пласта 1. Подъем нефти и подачу ее осуществляют в блок сбора 13 на одном из устьев скважины. Устьевые участки эксплуатационной колонны 5 соединяют наземным участком 4 в виде дугообразного трубопровода идентичного внутреннего диаметра с образованием замкнутого канала. Упомянутый наземный участок 4 закрепляют на опорной раме приводного узла 11, а в полости замкнутого канала размещают дополнительную колонну 6, выполняющую функцию НКТ в подземной части 3 и сообщающуюся с продуктивным пластом 1 посредством перфорационных каналов, выполненных в интервале участка перфорации 7 эксплуатационной колонны 5.A double-mouth horizontal well is drilled onto a highly viscous oil and / or bitumen 1 formation from conductors 2, and it is fastened with a production string 5 dragged from one wellhead along the trunk to another together with packers 10 for installing the latter in the roof of the productive formation 1. Oil is lifted and supplied to the collection unit 13 at one of the wellheads. The wellhead sections of the production casing 5 are connected by a ground section 4 in the form of an arcuate pipeline of identical internal diameter with the formation of a closed channel. The above ground section 4 is fixed on the supporting frame of the drive unit 11, and an additional column 6 is placed in the cavity of the closed channel, which acts as a tubing in the underground part 3 and communicates with the reservoir 1 through perforation channels made in the interval of the perforation section 7 of the production casing 5.
В полости внутренней колонны 6 на равноудаленных расстояниях друг от друга устанавливают систему цилиндрических элементов 8, связанных между собой посредством силовой тяги 9.In the cavity of the inner column 6 at equidistant distances from each other, a system of cylindrical elements 8 is connected, interconnected by means of a power rod 9.
Участки НКТ 17 от устьев скважины до границ интервала перфорации 7 эксплуатационной колонны и участок 18, примыкающий к заколонному пакеру 16, выполняют таким образом, чтобы совместно с цилиндрическими элементами 8 они образовывали поршневые насосные пары, то есть работали в режиме глубинного насоса. Указанные участки могут быть, например, выполнены в виде системы профилированных втулок, обеспечивающих герметичное контактирование с цилиндрическими элементами 8, выполняющими функцию поршней. Образованные таким образом насосные поршневые пары на участках НКТ 17, пересекающих кровлю продуктивного пласта 1, выполняют дополнительно функцию колонных пакеров и герметизируют подземную часть 3 от наземной части 4, препятствуя нефтеводогазопроявлениям.The
В процессе эксплуатации залежи осуществляют принудительное непрерывное перемещение цилиндрических элементов 8 по образованному замкнутому каналу в выбранном направлении (по часовой стрелке в соответствии с фиг.1) посредством привода 11 и вытеснение нефтепродуктов из НКТ в блок сбора 13.In the process of operating the deposits, continuous cylindrical elements 8 are forcedly moved along the formed closed channel in the selected direction (clockwise in accordance with FIG. 1) by means of the drive 11 and oil products are displaced from the tubing to the collecting unit 13.
Привод 11 может быть выполнен в виде толкающего конвейера (см. А.Ф.Крайнев, Словарь-справочник по механизмам. М.: Машиностроение, 1987, с.463).The drive 11 can be made in the form of a pushing conveyor (see A.F. Krainev, Dictionary-reference for mechanisms. M .: Mashinostroenie, 1987, p. 463).
Для предотвращения касания тяг 9 стенок колонны 6 предусмотрена установка центраторов 15.To prevent touching the rods 9 of the walls of the column 6 provides for the installation of
Для герметизации подземной части 3 от наземной 4 длину силовой тяги 9 между соседними цилиндрическими элементами 8 устанавливают равной или меньше длины участка НКТ от кровли пласта до устья скважины.To seal the underground part 3 from the ground 4, the length of the power rod 9 between adjacent cylindrical elements 8 is set equal to or less than the length of the tubing section from the top of the formation to the wellhead.
С целью снижения вязкости нефти или битума в пласт 1 через линию подачи 14 и второе устье скважины вводят растворитель и/или теплоноситель.In order to reduce the viscosity of oil or bitumen, a solvent and / or a coolant are introduced into the formation 1 through the supply line 14 and the second wellhead.
При превышении допустимой нагрузки на тяговую систему, вызванной локализацией теплового поля в зоне подачи теплоносителя, для компенсации снижения температуры окружающей среды от пластовой до поверхностной осуществляют реверс движения тяговой системы и соответственно изменение функций устьев скважины.If the permissible load on the traction system is exceeded due to the localization of the thermal field in the coolant supply zone, in order to compensate for the decrease in the ambient temperature from the reservoir to the surface, the traction system is reversed and, accordingly, the wellhead functions are changed.
Для создания локальной депрессии в зоне продуктивного пласта 1 в эксплуатационной колонне 5 устанавливают, по крайней мере, один заколонный пакер 16 с образованием с примыкающим к нему участком НКТ 18 и цилиндрическими элементами 8, по крайней мере, одной поршневой насосной пары.To create a local depression in the zone of the reservoir 1 in the production casing 5, at least one annular packer 16 is installed with the formation of an adjacent tubing section 18 and cylindrical elements 8 of at least one piston pump pair.
Для создания и регулирования депрессии в зоне продуктивного пласта 1 тяги 9, соединяющие цилиндрические элементы 8, выполнены с заданной жесткостью. На участке подъема нефти и/или битума усилия в тягах 9 возрастают, и расстояния между элементами 8 увеличиваются, т.е. увеличивается межпоршневой объем, чем и достигается рост депрессии.To create and control the depression in the zone of the reservoir 1 traction 9, connecting the cylindrical elements 8, are made with a given stiffness. At the site of oil and / or bitumen lifting, the forces in the rods 9 increase, and the distances between the elements 8 increase, i.e. the piston volume increases, which is what the increase in depression is achieved.
После прекращения эксплуатации подземный участок 3 разрезают на две части и извлекают из устьев скважины, после чего устанавливают цементные мосты для предупреждения техногенных последствий разработки.After the cessation of operation, the underground section 3 is cut into two parts and removed from the wellheads, after which cement bridges are installed to prevent the technological consequences of development.
Таким образом, основным техническим результатом промышленного использования предложенного способа добычи высоковязкой нефти и/или битума двухустьевой горизонтальной скважиной является создание непрерывного гидравлического канала равного диаметра для активного сбора с одновременным теплохимическим разжижением высоковязкой нефти и/или битума и транспортировки на поверхность со значительным экономическим эффектом.Thus, the main technical result of the industrial use of the proposed method for producing high-viscosity oil and / or bitumen by a horizontal horizontal well is to create a continuous hydraulic channel of equal diameter for active collection with simultaneous thermochemical liquefaction of high-viscosity oil and / or bitumen and transportation to the surface with a significant economic effect.
Реализация предлагаемого способа существенно расширит область добычи высоковязкой нефти и/или битума, ранее считавшимися неизвлекаемыми.The implementation of the proposed method will significantly expand the field of production of highly viscous oil and / or bitumen, previously considered unrecoverable.
Ниже приведен конкретный пример реализации способа на примере Ярегского месторождения (фиг.2). Продуктивный пласт толщиной 20 м залегает на глубине Нпл=180 м. Вязкость нефти при пластовой температуре составляет 10 Па· с., плотность - 960 кг/см3.The following is a specific example of the implementation of the method on the example of the Yarega field (figure 2). A productive formation with a thickness of 20 m lies at a depth of H PL = 180 m. The viscosity of oil at reservoir temperature is 10 Pa · s, density - 960 kg / cm 3 .
Для увеличения площади охвата воздействием и коэффициента нефтеотдачи протяженность субгоризонтального ствола в продуктивном пласте должна быть Lпл≥ 100 м. Во избежание прорыва воды во время гравитационного режима эксплуатации пласт вскрывается на глубине не ниже Δ hпл=15 м. Для удобства эксплуатации и существенного снижения металлоемкости конструкции максимальная высота наземной рамы приводного узла 11 не должна превышать Δ hн=10-15 м.To increase the coverage area and the oil recovery coefficient, the length of the subhorizontal trunk in the reservoir must be L pl ≥ 100 m. To avoid water breakthrough during the gravitational mode of operation, the reservoir is opened at a depth of not lower than Δ h pl = 15 m. For ease of operation and a significant reduction metal construction maximum height of the ground frame of the drive unit 11 should not exceed Δ h n = 10-15 m
Рассчитаем длину подземной части 3 установки в интервале продуктивного пластаWe calculate the length of the underground part 3 of the installation in the interval of the reservoir
Lпл=π /180(Δ hпл+Δ hн+Нпл)× arccos(1-2Δ hпд/(Δ hпл+Δ hн+Нпл)=0,01745· 205· arccos(1-30/205)=112 м.L pl = π / 180 (Δ h pl + Δ h n + H pl ) × arccos (1-2Δ h pd / (Δ h pl + Δ h n + H pl ) = 0.01745 · 205 · arccos (1- 30/205) = 112 m.
Длина наземной части 4 установкиThe length of the ground part 4 of the installation
Lн=π /180(Δ hпл+Δ hн+Нпл)· arccos(1-2Δ hн/(Δ hпл+Δ hн+Нпл)=0,01745· 205· arccos(1-20/205)=92 м.L n = π / 180 (Δ h pl + Δ h n + H pl ) arccos (1-2Δ h n / (Δ h pl + Δ h n + H pl ) = 0.01745 205 arccos (1- 20/205) = 92 m.
Зенитный угол α зарезки наклонного ствола на устье скважиныZenith angle α of the inclined hole at the wellhead
α =arcsin 0,5(Hпл+Δ hпл-Δ hн)=arcsin 0,5(180+15-10)=64,5° .α = arcsin 0.5 (H pl + Δ h pl -Δ h n ) = arcsin 0.5 (180 + 15-10) = 64.5 °.
Рассмотрим работу глубинного насоса на примере четырехпоршневой двухцилиндровой установки (фиг.3) при следующих условиях:Consider the operation of the deep pump on the example of a four-piston two-cylinder installation (figure 3) under the following conditions:
1. В подземной части установки действуют только силы от веса поднимаемого столба жидкости, силы трения и сила от веса тяг (каната) и поршней;1. In the underground part of the installation, only forces from the weight of the raised liquid column, friction forces and force from the weight of the rods (rope) and pistons act;
2. Отсутствует утечка жидкости в зазорах поршневой пары;2. There is no fluid leakage in the gaps of the piston pair;
3. Откачивается однофазная практически дегазированная жидкость;3. The single-phase practically degassed liquid is pumped out;
4. Углом охвата (отношением длины поршня к радиусу искривления эксплуатационной колонны) из-за его малости пренебрегают.4. The angle of coverage (the ratio of the length of the piston to the radius of curvature of the production string) due to its smallness is neglected.
Максимальная нагрузка на приводном узле 11 достигается при подъеме жидкости на полную высоту H, т.е. на 180+20=200 м. Поршень должен преодолевать давление столба жидкости Р=0,1× 0,96× 200=19,2 атм. Сила трения при движении вязкой жидкости определяется по формуле:The maximum load on the drive unit 11 is achieved when lifting the fluid to full height H, i.e. 180 + 20 = 200 m. The piston must overcome the pressure of the liquid column P = 0.1 × 0.96 × 200 = 19.2 atm. The friction force when moving a viscous fluid is determined by the formula:
где Н - потеря напора;where H is the pressure loss;
1300 - коэффициент, учитывающий размерность;1300 - coefficient taking into account the dimension;
g=9,81 м/с2;g = 9.81 m / s 2 ;
ν - кинематическая вязкость [стокс];ν is the kinematic viscosity [stokes];
Н - длина трубопровода [см];N is the length of the pipeline [cm];
Q - дебит скважины [м3/сут],Q - well flow rate [m 3 / day],
DT - диаметр трубопровода [см].D T is the diameter of the pipeline [cm].
Для вязкости ν =10 стокc и Q=10 м3/сут потеря напора в атмосферах составитFor viscosity ν = 10 drainc and Q = 10 m 3 / day, the pressure loss in atmospheres will be
Н=0,1 Hтр× γ =12,7 атм.H = 0.1 H Tr × γ = 12.7 atm.
Вес тяг с поршнем на высоте Н=200 мWeight of rods with a piston at a height of H = 200 m
Gк=(Н× qк)+qn=(200× 0,56)+24=136 кг,G k = (N × q k ) + q n = (200 × 0.56) + 24 = 136 kg,
где qк - вес погонного метра тяги (канат (12,5 мм) в воздухе;where q to - the weight of a running meter of thrust (rope (12.5 mm) in air;
qn - вес поршня в воздухе.q n is the weight of the piston in air.
Растягивающая нагрузка на канат составит при дебите Q=10 м3/сут:The tensile load on the rope will be at a flow rate of Q = 10 m 3 / day:
- от подъема столба жидкости и преодоления сил трения по трубе с Dt=10,0 см G=(19,2+12,7)π D2/4=2504 кг; от веса каната и поршня Gк=136 кг.- from rising fluid column and overcome frictional forces on the pipe with D t = 10,0 cm G = (19,2 + 12,7) π D 2/4 = 2504 kg; from the weight of the rope and piston G to = 136 kg.
Всего 2504+136=2640 кг.Only 2504 + 136 = 2640 kg.
Разрывное усилие канатов ⌀ 12,5 мм составляет 7,4-8,8 кг в зависимости от маркировочной группы. Таким образом, запас прочности по канату Кз=2,8-3,3.The tensile strength of ropes ⌀ 12.5 mm is 7.4-8.8 kg, depending on the marking group. Thus, the safety margin on the rope K s = 2.8-3.3.
Таким образом, конструкция скважины удовлетворяет требованиям, предъявляемым к горным и строительным сооружениям, и может быть реализована известной техникой, например буровыми установками для бурения под препятствиями.Thus, the design of the well meets the requirements for mining and building structures, and can be implemented by known techniques, such as drilling rigs for drilling under obstacles.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003115407/03A RU2246001C1 (en) | 2003-05-26 | 2003-05-26 | Method for extracting deposits of viscous oils and bitumens |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003115407/03A RU2246001C1 (en) | 2003-05-26 | 2003-05-26 | Method for extracting deposits of viscous oils and bitumens |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2003115407A RU2003115407A (en) | 2004-11-20 |
| RU2246001C1 true RU2246001C1 (en) | 2005-02-10 |
Family
ID=35208822
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003115407/03A RU2246001C1 (en) | 2003-05-26 | 2003-05-26 | Method for extracting deposits of viscous oils and bitumens |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2246001C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2485297C1 (en) * | 2011-12-22 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposits by means of well interconnected through productive formation |
| RU2485304C1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen |
| RU2773088C1 (en) * | 2021-08-31 | 2022-05-30 | Олег Леонидович Колесник | Gravitational method of oil production by two-shed wells |
-
2003
- 2003-05-26 RU RU2003115407/03A patent/RU2246001C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2485304C1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen |
| RU2485297C1 (en) * | 2011-12-22 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposits by means of well interconnected through productive formation |
| RU2773088C1 (en) * | 2021-08-31 | 2022-05-30 | Олег Леонидович Колесник | Gravitational method of oil production by two-shed wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8985221B2 (en) | System and method for production of reservoir fluids | |
| US11255171B2 (en) | Method of pumping fluid from a wellbore by a subsurface pump having an interior flow passage in communication with a fluid chamber via a filter positioned in a side wall of a plunger | |
| US7934563B2 (en) | Inverted drainholes and the method for producing from inverted drainholes | |
| US5402851A (en) | Horizontal drilling method for hydrocarbon recovery | |
| US8122966B2 (en) | Total in place hydrocarbon recovery by isolated liquid and gas production through expanded volumetric wellbore exposure + | |
| US5655605A (en) | Method and apparatus for producing and drilling a well | |
| RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
| US7647962B2 (en) | Assembly and method of alternative pumping using hollow rods without tubing | |
| US20020074122A1 (en) | Method and apparatus for hydrocarbon subterranean recovery | |
| US6186238B1 (en) | Assembly and method for the extraction of fluids from a drilled well within a geological formation | |
| RU2246001C1 (en) | Method for extracting deposits of viscous oils and bitumens | |
| US7021373B2 (en) | Downhole hydraulic ram | |
| RU2342524C1 (en) | Method of development of high viscous oil or bitumen deposit | |
| US20170191355A1 (en) | Two-step artificial lift system and method | |
| RU2287678C1 (en) | Method for extracting heterogeneous oil-bitumen deposit | |
| CN111520116A (en) | Oil-gas lifting device and method for high oil-gas ratio oil field | |
| RU2003115407A (en) | METHOD FOR DEVELOPING VISCOUS OIL AND BITUMEN DEPOSITS | |
| Khadav et al. | New Solutions for Installation of Sucker Rod Pumps in Marginal Field | |
| CA2162794C (en) | Method and apparatus for producing a well | |
| RU2339805C1 (en) | Method for development of high viscous oil or bitumen deposits | |
| CA2280323C (en) | Assembly and method for the extraction of fluids from a drilled well within a geological formation | |
| CN115263253A (en) | Large-amplitude variable bottom hole pressure mining device and method | |
| RU2220325C1 (en) | Method of and pumping unit for lifting of formation fluid | |
| RU2350745C1 (en) | Method of operating double-head well | |
| CN111946299A (en) | Same-well same-layer self-injection-production underground fluid separation self-driving well and production method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120527 |