RU2274741C1 - Oil field development method - Google Patents
Oil field development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2274741C1 RU2274741C1 RU2005117247/03A RU2005117247A RU2274741C1 RU 2274741 C1 RU2274741 C1 RU 2274741C1 RU 2005117247/03 A RU2005117247/03 A RU 2005117247/03A RU 2005117247 A RU2005117247 A RU 2005117247A RU 2274741 C1 RU2274741 C1 RU 2274741C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- vertical
- reservoir
- injection
- holes
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи на поздней стадии.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of oil deposits at a late stage.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий разбуривание вертикальных и горизонтальных скважин по определенной схеме, закачку воды и добычу нефти, на поздней стадии разработки при высокой обводненности добываемой нефти определение центров скопления остаточных запасов нефти в прикровельной части пласта, бурение боковых горизонтальных стволов от добывающих скважин между вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами в прикровельной части пласта, расположение горизонтальной части стволов перпендикулярно линиям тока пластовых флюидов, и на расстоянии, составляющем 60-80% расстояния от нагнетательных до вертикальных добывающих скважин, введение в разработку остаточных запасов нефти при депрессиях, позволяющих эксплуатировать боковые горизонтальные стволы без подтягивания конусов подошвенной воды (Патент РФ №2208137, кл. Е 21 В 43/16, опубл.2003.07.10)A known method of developing an oil field, including drilling vertical and horizontal wells according to a certain pattern, injecting water and oil production, at a late stage of development with high water cut of produced oil, determining centers of accumulation of residual oil reserves in the underwater part of the reservoir, drilling horizontal lateral shafts from production wells between vertical production and injection wells in the underwater part of the formation, the horizontal part of the trunks is perpendicular the flow lines of reservoir fluids, and at a distance of 60-80% of the distance from injection to vertical production wells, the introduction of residual oil reserves in depressions that allow exploiting horizontal lateral shafts without pulling the bottom water cones (RF Patent No. 2208137, class E 21 B 43/16, publ. 2003.07.07)
Способ обеспечивает вовлечение в разработку целиков нефти, остающихся между добывающими и нагнетательными скважинами в прикровельной части продуктивных пластов после первичного вытеснения. Однако при этом значительные запасы нефти остаются невыработанными в других частях продуктивных пластов.The method ensures the involvement in the development of the pillars of oil remaining between the producing and injection wells in the near-side part of the productive formations after the initial displacement. However, significant oil reserves remain undeveloped in other parts of the reservoir.
Известен способ разработки нефтяного месторождения на поздней стадии разработки, включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение продуктивного пласта и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих объемную неоднородность пласта, осуществление доразработки месторождения с одновременным поиском и добычей остаточных запасов путем бурения горизонтальных и боковых стволов из скважин, вышедших в тираж из-за технических и технологических причин Боковые стволы бурят в направлении той из соседних окружающих скважин, которая имеет также технологические показатели эксплуатации, при которых ее водонефтяной фактор к моменту одинакового обводнения окружающих скважин был бы максимальным (Патент РФ №2172395, кл. Е 21 В 43/20, опубл.2001.08.20).A known method of developing an oil field at a late stage of development, including drilling the design number of injection and production wells, waterflooding the reservoir and extracting oil to the surface, followed by drilling additional wells taking into account volumetric heterogeneity of the reservoir, carrying out additional development of the field with simultaneous search and production of residual reserves by drilling horizontal and lateral shafts from wells that went into circulation due to technical and technological reasons the oxen are drilled in the direction of that of the neighboring surrounding wells, which also has technological performance indicators, in which its oil-water factor at the time of equal flooding of the surrounding wells would be maximum (RF Patent No. 2172395, CL E 21 B 43/20, published 2001.08. twenty).
Способ обеспечивает доизвлечение нефти из застойных и тупиковых зон, линз и зон с ухудшенными коллекторскими свойствами за счет оптимального выбора: направления бурения вертикальных, горизонтальных и боковых стволов скважин. Однако известный способ не охватывает воздействием весь объем продуктивного пласта, вследствие чего нефтеотдача залежи остается невысокой.The method provides additional extraction of oil from stagnant and dead-end zones, lenses and zones with deteriorated reservoir properties due to the optimal choice: the direction of drilling of vertical, horizontal and side wells. However, the known method does not cover the impact of the entire volume of the reservoir, as a result of which the oil recovery of the reservoir remains low.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих объемную неоднородность пласта, которую определяют по результатам эксплуатации месторождения и моделированием. Дополнительные скважины бурят с горизонтальным стволом или бурят горизонтальные стволы из старых скважин, причем горизонтальные стволы проводят по линии, соединяющей застойные целики нефти, а при наличии зон замещения, линз, тупиковых зон или зон с низкими коллекторскими свойствами - по линии, соединяющей эти зоны (Патент РФ №2101475, кл. Е 21 В 43/20, опубл.1998.01.10 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing a heterogeneous oil field, including drilling a design number of injection and production wells, flooding and oil recovery to the surface, followed by drilling additional wells that take into account volumetric heterogeneity of the formation, which is determined by the results of field operation and modeling. Additional wells are drilled with a horizontal wellbore or horizontal wells are drilled from old wells, and horizontal wells are drawn along the line connecting stagnant oil pillars, and in the presence of substitution zones, lenses, dead ends or zones with low reservoir properties, along the line connecting these zones ( RF patent No. 2101475, class E 21 43/20, publ. 1998.01.10 - prototype).
Известный способ позволяет отобрать нефть из застойных, тупиковых и т.п. зон по линии размещения горизонтальных стволов. Однако способ не позволяет отбирать нефть из прочих зон, что приводит к невысокой нефтеотдаче залежи.The known method allows you to select oil from stagnant, dead ends, etc. zones along the line of horizontal trunks. However, the method does not allow the selection of oil from other areas, which leads to low oil recovery deposits.
В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи.The proposed method solves the problem of increasing oil recovery deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем разработку залежи системой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин бурение дополнительных стволов из вертикальных скважин, закачку рабочего агента через дополнительные стволы нагнетательных скважин и отбор продукции через дополнительные стволы добывающих скважин, согласно изобретению, в качестве дополнительных стволов из вертикальных нагнетательных скважин бурят пологонаклонные стволы в верхней части продуктивного пласта, из вертикальных добывающих скважин бурят пологовосстающие стволы в нижней части продуктивного пласта, проводят мероприятия по исключению нагнетания рабочего агента через вертикальные стволы нагнетательных скважин и отбору продукции через вертикальные стволы добывающих скважин, в качестве рабочего агента через пологонаклонные стволы нагнетательных скважин в верхнюю часть продуктивного пласта закачивают теплоноситель, через пологовосстающие стволы добывающих скважин из нижней части продуктивного пласта отбирают продукцию, закачку теплоносителя проводят в режиме, определяемом степенью прогрева продуктивного пласта, отбор продукции производят при максимальной депрессии на продуктивный пласт с поддержанием уровня жидкости в добывающих скважинах на минимальном уровне. Признаками изобретения являются:The problem is solved in that in a method for developing an oil reservoir, including developing a reservoir using a system of vertical production and injection wells, drilling additional trunks from vertical wells, injecting a working agent through additional trunks of injection wells and selecting products through additional trunks of production wells, according to the invention, as additional shafts from vertical injection wells are drilled by sloping shafts in the upper part of the reservoir, from vertical half-rising shafts are drilled from the wells in the lower part of the reservoir, measures are taken to exclude the injection of the working agent through the vertical shafts of the injection wells and to select products through the vertical shafts of the producing wells, and the coolant is pumped through the half-inclined shafts of the injection wells into the upper part of the reservoir, through shallow trunks of producing wells from the lower part of the reservoir select products, the coolant is injected in the mode determined by the degree of heating of the reservoir, the selection of products is carried out with maximum depression on the reservoir while maintaining the liquid level in the producing wells at a minimum level. The features of the invention are:
1) разработка залежи системой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин;1) development of a deposit by a system of vertical production and injection wells;
2) бурение дополнительных стволов из вертикальных скважин;2) drilling additional shafts from vertical wells;
3) закачка рабочего агента через дополнительные стволы нагнетательных скважин;3) injection of a working agent through additional shafts of injection wells;
4) отбор продукции через дополнительные стволы добывающих скважин;4) selection of products through additional trunks of producing wells;
5) в качестве дополнительных стволов из вертикальных нагнетательных скважин бурение пологонаклонных стволов в верхней части продуктивного пласта;5) as additional shafts from vertical injection wells, drilling of sloping shafts in the upper part of the reservoir;
6) из вертикальных добывающих скважин бурение пологовосстающих стволов в нижней части продуктивного пласта;6) from vertical producing wells, drilling of shallow-stemming shafts in the lower part of the reservoir;
7) проведение мероприятий по исключению нагнетания рабочего агента через вертикальные стволы нагнетательных скважин и отбору продукции через вертикальные стволы добывающих скважин;7) the implementation of measures to prevent the injection of the working agent through the vertical shafts of the injection wells and the selection of products through the vertical shafts of the producing wells;
8) в качестве рабочего агента через пологонаклонные стволы нагнетательных скважин в верхнюю часть продуктивного пласта закачка теплоносителя;8) as a working agent through the sloping shafts of injection wells into the upper part of the reservoir, injection of coolant;
9) через пологовосстающие стволы добывающих скважин из нижней части продуктивного пласта отбор продукции;9) through the shallow trunks of production wells from the bottom of the reservoir, the selection of products;
10) закачка теплоносителя в режиме, определяемом степенью прогрева продуктивного пласта;10) coolant injection in a mode determined by the degree of heating of the reservoir;
11) отбор продукции при максимальной депрессии на продуктивный пласт с поддержанием уровня жидкости в добывающих скважинах на минимальном уровне.11) selection of products with maximum depression on the reservoir while maintaining the liquid level in the producing wells at a minimum level.
Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-11 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1-4 are common with the prototype, signs 5-11 are the essential distinguishing features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке нефтяной залежи часть запасов остается неизвлеченной, что снижает нефтеотдачу залежи. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.During the development of an oil deposit, part of the reserves remains undeveloped, which reduces the oil recovery of the deposit. The proposed method solves the problem of increasing oil recovery deposits. The problem is solved as follows.
Вначале залежь разбуривают вертикальными нагнетательными и добывающими скважинами. Через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент, через добывающие скважины отбирают продукцию. При такой системе разработки в продуктивном пласте формируется преимущественно горизонтальное движение пластовых флюидов. Большая часть запасов вырабатывается. По мере заводнения в продуктивном пласте по высокопроницаемым зонам формируются промытые участки, языки продвижения рабочего агента. Остаются неохваченные воздействием низкопроницаемые зоны. На определенной стадии разработки создаются условия, когда дальнейшая интенсификация горизонтального вытеснения нефти не приводит к извлечению нефти из низкопроницаемых зон. Для вовлечения в разработку неохваченных воздействием низкопроницаемых зон залежи меняют потоки пластовых флюидов с горизонтального на вертикальное. Для этого бурят дополнительные стволы из вертикальных скважин. В качестве дополнительных стволов из вертикальных нагнетательных скважин бурят пологонаклонные стволы в верхней части продуктивного пласта. Из вертикальных добывающих скважин бурят пологовосстающие стволы в нижней части продуктивного пласта. Пологонаклонные стволы нагнетательных скважин представляют собой горизонтальные стволы с уклоном не менее 0,005 от вертикального ствола нагнетательной скважины. Пологовосстающие стволы добывающих скважин представляют собой горизонтальные стволы с уклоном не менее 0,005 к вертикальному стволу добывающей скважины. Длину пологонаклонных и пологовосстающих стволов назначают по условиям разработки от нескольких метров до сотен метров. Для исключения горизонтального движения пластовых флюидов проводят мероприятия по исключению нагнетания рабочего агента через вертикальные стволы нагнетательных скважин и отбору продукции через вертикальные стволы добывающих скважин. Для этого в прежние интервалы перфорации закачивают изоляционные материалы типа цемента, гелеобразующих композиций на основе жидкого стекла, водорастворимых полимеров типа полиакриламида и т.п. В качестве рабочего агента через пологонаклонные стволы нагнетательных скважин в верхнюю часть продуктивного пласта закачивают теплоноситель, например водяной пар, парогазовые смеси, нагретую воду и т.п. Через пологовосстающие стволы добывающих скважин из нижней части продуктивного пласта отбирают продукцию в виде нагретой нефти, нагретого битума, их смесей с водой и т.п. Закачку теплоносителя проводят в режиме, определяемом степенью прогрева продуктивного пласта. При достаточной интенсивности прогрева и малых потерях закачку теплоносителя возможно вести циклически. Закачку теплоносителя производят при небольших давлениях. Этим обеспечивается отсутствие или минимизация горизонтального продвижения теплоносителя и направление воздействия, в основном, на прогрев зоны продуктивного пласта около пологонакпонных стволов нагнетательных скважин. Малое пластовое давление заставляет разогретую нефть или битум как бы стекать в пологовосстающие стволы добывающих скважин. Как правило, при таком способе нагретая нефть скапливается у добывающих скважин и самотеком поступает в восходящие стволы добывающих скважин. Во избежание создания противодавления, образования застоя нефти в пологовосстающих стволах добывающих скважин отбор продукции производят при максимальной депрессии на продуктивный пласт с поддержанием уровня жидкости в добывающих скважинах на минимальном уровне.Initially, the deposit is drilled by vertical injection and production wells. A working agent is pumped through injection wells, and products are taken through production wells. With such a development system, a predominantly horizontal movement of formation fluids is formed in the reservoir. Most of the reserves are produced. As waterflooding occurs in the reservoir, high-permeability zones form washed areas, languages of promotion of the working agent. Low-permeability zones left unexposed remain. At a certain stage of development, conditions are created when further intensification of horizontal oil displacement does not lead to oil recovery from low-permeability zones. To engage in the development of low-permeability zones not covered by the impact of the reservoir, the flows of reservoir fluids are changed from horizontal to vertical. To do this, drill additional shafts from vertical wells. As additional shafts from vertical injection wells, sloping shafts are drilled in the upper part of the reservoir. From vertical production wells, half-rising trunks are drilled in the lower part of the reservoir. Flat wells of injection wells are horizontal wells with a slope of at least 0.005 from the vertical well of the injection well. Canopy production wells are horizontal wells with a slope of at least 0.005 to the vertical wellbore of the production well. The length of gently sloping and gently sloping trunks is prescribed according to the development conditions from several meters to hundreds of meters. To exclude the horizontal movement of reservoir fluids, measures are taken to exclude the injection of the working agent through the vertical shafts of the injection wells and to select products through the vertical shafts of the producing wells. To do this, insulating materials such as cement, gelling compositions based on liquid glass, water-soluble polymers such as polyacrylamide, etc., are pumped into the previous perforation intervals. As a working agent, coolant, for example water vapor, vapor-gas mixtures, heated water, etc., is pumped into the upper part of the reservoir through gently sloping injection well bores. The products in the form of heated oil, heated bitumen, their mixtures with water, etc., are taken from the lower part of the producing wells from the lower part of the reservoir. The coolant is injected in a mode determined by the degree of heating of the reservoir. With sufficient heating intensity and low losses, it is possible to pump the coolant cyclically. The coolant is pumped at low pressures. This ensures the absence or minimization of horizontal advancement of the coolant and the direction of influence, mainly, on the heating of the zone of the productive formation near the half-bore injection wells. Low reservoir pressure causes the heated oil or bitumen to flow into the shallow trunks of the producing wells. As a rule, with this method, heated oil accumulates at the producing wells and flows by gravity into the ascending trunks of the producing wells. In order to avoid the creation of backpressure, the formation of oil stagnation in shallow trunks of production wells, the selection of products is carried out with maximum depression on the reservoir while maintaining the liquid level in the production wells at a minimum.
Боковые стволы нагнетательных скважин выполняют пологонаклонными для постепенного поступления теплоносителя в продуктивный пласт. Боковые стволы добывающих скважин выполняют пологовосстающими для стекания продукции к вертикальному стволу скважины. Для исключения эффекта зумпфа в нижней части добывающей скважины располагают низ колонны насосно-компрессорных труб, через которую поднимают продукцию к устью скважины.The lateral shafts of the injection wells are sloping for the gradual flow of coolant into the reservoir. The lateral shafts of the producing wells are made half-rising for the draining of products to the vertical wellbore. To eliminate the effect of the sump in the lower part of the production well, the bottom of the tubing string is placed, through which the products are lifted to the wellhead.
В результате перехода к вертикальному вытеснению пластовых флюидов и прогрева продуктивного пласта удается достичь нефтеотдачи порядка 80-90%. As a result of the transition to vertical displacement of reservoir fluids and heating of the reservoir, oil recovery of about 80-90% can be achieved.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: средняя глубина залегания - 892 м, тип залежи - массивный, коллектор - карбонатный, средняя общая толщина - 22 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 8,8 м, пористость - 0,141, средняя насыщенность нефтью - 0,79, проницаемость - 0,145 мкм2, пластовая температура - 23°С, пластовое давление - 7,4 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях - 52,9 мПа·с. плотность нефти в пластовых условиях - 0,884 т/м3, давление насыщения нефти газом - 1,3 МПа, газосодержание нефти - 4,7 м3/т, вязкость воды в пластовых условиях -1,1 мПа·с, плотность воды -1,036 кг/м3.An oil reservoir is developed with the following characteristics: the average depth is 892 m, the type of deposit is massive, the reservoir is carbonate, the average total thickness is 22 m, the average effective oil-saturated thickness is 8.8 m, the porosity is 0.141, the average oil saturation is 0, 79, permeability - 0.145 μm 2 , reservoir temperature - 23 ° C, reservoir pressure - 7.4 MPa, oil viscosity under reservoir conditions - 52.9 MPa · s. the density of oil in reservoir conditions - 0.884 t / m 3 , the pressure of saturation of oil with gas - 1.3 MPa, the gas content of oil - 4.7 m 3 / t, the viscosity of water in reservoir conditions -1.1 MPa · s, the density of water -1.036 kg / m 3 .
Вначале залежь разбуривают вертикальными нагнетательными и добывающими скважинами по пятиточечной системе с нагнетательной скважиной в центре элемента разработки. Через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент - воду, через добывающие скважины отбирают продукцию. Залежь разрабатывают до средней обводненности добываемой продукции 80%. Из вертикальных нагнетательных скважин бурят пологонаклонные стволы в верхней части продуктивного пласта. Из вертикальных добывающих скважин бурят пологовосстающие стволы в нижней части продуктивного пласта. Длину стволов выбирают в пределах 100-300 м. В прежние интервалы перфорации закачивают цемент. В качестве рабочего агента через пологонаклонные стволы нагнетательных скважин в верхнюю часть продуктивного пласта закачивают теплоноситель - водяной пар. Через пологовосстающие стволы добывающих скважин из нижней части продуктивного пласта отбирают продукцию в виде нагретой нефти. Закачку пара проводят с температурой 250°С в постоянном режиме при давлении 0,3-0,5 МПа на устье скважин. Отбор продукции из добывающих скважин производят по мере поступления нефти в скважины, чем обеспечивают максимальную депрессию на продуктивный пласт с поддержанием уровня жидкости в добывающих скважинах на минимальном уровне.Initially, the deposit is drilled with vertical injection and production wells in a five-point system with an injection well in the center of the development element. A working agent, water, is pumped through injection wells, and products are taken through production wells. The deposit is developed to an average water cut of extracted products of 80%. From vertical injection wells, sloping trunks are drilled in the upper part of the reservoir. From vertical production wells, half-rising trunks are drilled in the lower part of the reservoir. The length of the trunks is chosen in the range of 100-300 m. Cement is pumped into the previous perforation intervals. As a working agent, coolant - water vapor is pumped into the upper part of the reservoir through gently sloping injection wells. The products in the form of heated oil are taken from the lower part of the reservoir through the shallow trunks of production wells. Steam injection is carried out with a temperature of 250 ° C in a constant mode at a pressure of 0.3-0.5 MPa at the wellhead. The selection of products from producing wells is performed as oil enters the wells, thereby maximizing depression on the reservoir while maintaining the fluid level in the producing wells at a minimum.
В результате разработки залежи достигается нефтеотдача 82%.Reservoir development results in 82% oil recovery.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.The application of the proposed method will improve oil recovery deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005117247/03A RU2274741C1 (en) | 2005-06-07 | 2005-06-07 | Oil field development method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005117247/03A RU2274741C1 (en) | 2005-06-07 | 2005-06-07 | Oil field development method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2274741C1 true RU2274741C1 (en) | 2006-04-20 |
Family
ID=36608119
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005117247/03A RU2274741C1 (en) | 2005-06-07 | 2005-06-07 | Oil field development method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2274741C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA013235B1 (en) * | 2008-07-14 | 2010-04-30 | Открытое Акционерное Общество "Белгорхимпром" (Оао "Белгорхимпром") | Method of extraction of heavy high-viscous oils, bitumens and other caustobiolits |
| RU2446278C1 (en) * | 2010-11-02 | 2012-03-27 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Development method of deposits with high-viscosity oils and bitumens by means of system of horizontal inclined wells |
| RU2451166C1 (en) * | 2011-06-15 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2600255C1 (en) * | 2015-09-14 | 2016-10-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of further development of oil deposit |
| RU2625831C1 (en) * | 2016-04-07 | 2017-07-19 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method for creating underground gas storage in aquifer |
| RU2724719C1 (en) * | 2020-01-29 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of development of oil deposit by area system |
-
2005
- 2005-06-07 RU RU2005117247/03A patent/RU2274741C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA013235B1 (en) * | 2008-07-14 | 2010-04-30 | Открытое Акционерное Общество "Белгорхимпром" (Оао "Белгорхимпром") | Method of extraction of heavy high-viscous oils, bitumens and other caustobiolits |
| RU2446278C1 (en) * | 2010-11-02 | 2012-03-27 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Development method of deposits with high-viscosity oils and bitumens by means of system of horizontal inclined wells |
| RU2451166C1 (en) * | 2011-06-15 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2600255C1 (en) * | 2015-09-14 | 2016-10-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of further development of oil deposit |
| RU2625831C1 (en) * | 2016-04-07 | 2017-07-19 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method for creating underground gas storage in aquifer |
| RU2724719C1 (en) * | 2020-01-29 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of development of oil deposit by area system |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2350747C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2334095C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| RU2522369C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones | |
| RU2305762C1 (en) | Method for viscous oil or bitumen deposit field development | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2274741C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2527051C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2582529C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| RU2303125C1 (en) | Multizone oil reservoir development method | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2334098C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| RU2504646C1 (en) | Method of oil deposit development using flooding | |
| RU2514046C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2447272C1 (en) | Method of massive deposit development | |
| RU2679423C1 (en) | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals | |
| RU2225942C1 (en) | Method for extraction of bituminous deposit | |
| RU2693055C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2505668C1 (en) | Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells | |
| RU2506418C1 (en) | Method for oil deposit development at late stage | |
| RU2652245C1 (en) | Method for developing the bituminous oil deposit | |
| RU2431746C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of double well head horizontal wells | |
| RU2691234C2 (en) | Development method of super-viscous oil deposit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120608 |