RU2405104C1 - Development method of high-viscous oil deposit - Google Patents

Development method of high-viscous oil deposit Download PDF

Info

Publication number
RU2405104C1
RU2405104C1 RU2009134303/03A RU2009134303A RU2405104C1 RU 2405104 C1 RU2405104 C1 RU 2405104C1 RU 2009134303/03 A RU2009134303/03 A RU 2009134303/03A RU 2009134303 A RU2009134303 A RU 2009134303A RU 2405104 C1 RU2405104 C1 RU 2405104C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
horizontal section
injection
wells
air
Prior art date
Application number
RU2009134303/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Равиль Рустамович Ибатуллин (RU)
Равиль Рустамович Ибатуллин
Рашит Газнавиевич Рамазанов (RU)
Рашит Газнавиевич Рамазанов
Дмитрий Витальевич Страхов (RU)
Дмитрий Витальевич Страхов
Радик Зяузятович Зиятдинов (RU)
Радик Зяузятович Зиятдинов
Владимир Борисович Оснос (RU)
Владимир Борисович Оснос
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 RU2009134303/03A priority Critical patent/RU2405104C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2405104C1 publication Critical patent/RU2405104C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: method involves fuel pumping through vertical injection wells, air pumping - through the other injection well, arrangement of in-situ combustion and product selection through production well with horizontal shaft in bottom part of formation. Production well is equipped with temperature sensors throughout the length of horizontal section through which product is extracted. Injection well with horizontal section located above horizontal section of production well by the value exceeding the air burst value is used as injection well for air supply. As injection air supply wells there used is a number of wells the bottomholes of which are located above horizontal section of injection air supply well by the value exceeding air and fuel burst value. Fuel supply through vertical wells is controlled so that almost equal temperature of products can be maintained throughout the length of horizontal section of production well.
EFFECT: increasing efficiency at using formation combustion owing to controlling the temperature of extracted product throughout the length of horizontal section of production well, and enlarging the coverage of formation with steam chamber.
1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к добыче высоковязких тяжелых и битуминозных нефтей.The invention relates to the oil industry, in particular to the production of highly viscous heavy and bituminous oils.

Известен «Способ разработки нефтебитумной залежи» (патент RU №2287677, E21B 43/24, опубл. бюл. №32 от 20.11.2006 г.), включающий проводку параллельно между собой в пласте двух горизонтальных стволов, закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины.The well-known "Method for the development of oil bitumen deposits" (patent RU No. 2287677, E21B 43/24, publ. Bulletin No. 32 of 11/20/2006), including wiring parallel to each other in the reservoir of two horizontal shafts, injecting steam into the upper injection well and selection of products from the lower producing well.

Недостатком данного способа является низкая эффективность, особенно в тонких пластах, из-за больших тепловых потерь.The disadvantage of this method is the low efficiency, especially in thin formations, due to large heat losses.

Также известен «Способ разработки высоковязкой нефти или битума» (заявка на патент №97107687, E21B 43/24, опубл. 27.04.1999 г.), включающий закачку окислителя через нагнетательную скважину, создание прямоточного фронта горения, контроль за его продвижением и добычу пластовых флюидов через добывающие скважины, причем после создания фронта горения определяют границу влияния движущейся по пласту высокотемпературной зоны, после чего выбирают неохваченную тепловым воздействием добывающую скважину, через межтрубное пространство которой производят откачку газов горения из пласта, при этом откачку газа производят до увеличения пластовой температуры на забое добывающей скважины на 10-15°C.Also known is the "Method for the development of high-viscosity oil or bitumen" (patent application No. 97107687, E21B 43/24, publ. 04/27/1999), including the injection of an oxidizing agent through an injection well, the creation of a straight-through combustion front, control of its progress and production of reservoir fluids through production wells, and after the creation of the combustion front, the boundary of the influence of the high-temperature zone moving along the formation is determined, after which a production well that is not covered by the thermal effect is selected, through which the annulus is rejected burning gases from the reservoir, while pumping the gas out to increase the reservoir temperature at the bottom of the producing well by 10-15 ° C.

Недостатками данного способа являются низкая эффективность его применения из-за невозможности регулировки прогрева пласта и создания паровой камеры, а также небольшой охват пласта, так как прогрев пласта и отбор продукции пласта идут точечно.The disadvantages of this method are the low efficiency of its application due to the inability to adjust the heating of the formation and the creation of a steam chamber, as well as a small coverage of the formation, since the heating of the formation and selection of formation products are pointwise.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Способ разработки высоковязкой нефти или битума» (патент RU №2358099, E21B 43/24, опубл. 10.06.2009 г.), включающий закачку окислителя через нагнетательные скважины, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающие скважины, при этом в качестве добывающих используют горизонтальные скважины с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта, а вертикальные скважины размещают в створе и концевой части горизонтального ствола, закачку топлива осуществляют через ближайшие к горизонтальной вертикальные скважины, а через удаленные вертикальные скважины - воздуха, при этом забойное давление закачки воздуха в скважине устанавливают выше забойного давления закачки топлива, при этом закачку топлива в ближайшие к горизонтальной вертикальные скважины, а в удаленные закачку воздуха чередуют с закачкой воды в объемах, допускающих поддержание пластового горения.The closest in technical essence and the achieved result is the "Method for the development of highly viscous oil or bitumen" (patent RU No. 2358099, E21B 43/24, published June 10, 2009), including the injection of oxidizing agent through injection wells, organization of in-situ combustion and selection of products through production wells, while horizontal wells with a horizontal wellbore in the bottom part of the reservoir are used as producing wells, and vertical wells are placed in the alignment and the end part of the horizontal wellbore; flow through the vertical wells closest to the horizontal, and air through distant vertical wells; the bottomhole air injection pressure in the well is set higher than the bottomhole fuel injection pressure, while the fuel is injected into the closest horizontal horizontal wells, and alternate with the injection into remote air injection water in volumes that allow the maintenance of reservoir combustion.

Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:

- во-первых, низкая эффективность его применения из-за невозможности контроля за температурой отбираемой продукции по всей длине горизонтального участка добывающей скважины;- firstly, the low efficiency of its application due to the inability to control the temperature of the selected products along the entire length of the horizontal section of the producing well;

- во-вторых, небольшая площадь охвата паровой камерой пласта из-за подачи воздуха и топлива только через вертикальные скважины, поэтому прогрев пласта и отбор продукции пласта идут точечно.- secondly, the small area covered by the steam chamber of the formation due to the supply of air and fuel only through vertical wells, therefore, heating the formation and selecting production of the formation are pointwise.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности использования пластового горения за счет контроля за температурой отбираемой продукции по всей длине горизонтального участка добывающей скважины, а также расширение охвата пласта паровой камерой благодаря использованию в качестве скважины для подачи воздуха нагнетательной скважины с горизонтальным участком.The technical task of the proposed method is to increase the efficiency of the use of formation combustion by controlling the temperature of the selected products along the entire length of the horizontal section of the producing well, as well as expanding the coverage of the formation with a steam chamber due to the use of an injection well with a horizontal section as an air supply well.

Техническая задача решается способом разработки месторождения высоковязкой нефти, включающим закачку топлива через вертикальные нагнетательные скважины, воздуха - через другую нагнетательную скважину, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающую скважину с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта.The technical problem is solved by the method of developing a highly viscous oil field, including injecting fuel through vertical injection wells, air through another injection well, organizing in-situ combustion and selecting products through a production well with a horizontal well in the bottom of the formation.

Новым является то, что добывающую скважину оборудуют датчиками температуры по всей длине горизонтального участка, через который осуществляют отбор продукции, в качестве нагнетательной скважины для подачи воздуха используют нагнетательную скважину с горизонтальным участком, расположенным выше горизонтального участка добывающей скважины на величину, превышающую величину прорыва воздуха, при этом в качестве нагнетательной скважины для подачи топлива используют ряд скважин, забой которых располагают выше горизонтального участка нагнетательной скважины для воздуха на величину, превышающую величину прорыва воздуха и топлива, причем подачу топлива через вертикальные скважины регулируют так, чтобы поддерживать примерно одинаковую температуру продукции по всей длине горизонтального участка добывающей скважины.What is new is that the producing well is equipped with temperature sensors along the entire length of the horizontal section through which the products are selected, as the injection well for air supply, the injection well is used with a horizontal section located above the horizontal section of the producing well by an amount exceeding the amount of air breakthrough, however, as the injection well for fuel supply, a number of wells are used, the bottom of which is located above the horizontal section of the injection tatelnoy hole for air to a value exceeding the value of a breakthrough of air and fuel, the fuel flow through the vertical wellbore is adjusted so as to maintain approximately the same products the temperature along the entire length of the horizontal section of the production well.

На чертеже изображен пласт в разрезе, проходящем в плоскости горизонтальных скважин.The drawing shows a layer in section, passing in the plane of horizontal wells.

Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.

На месторождении с высоковязкой нефтью строят добывающую скважину 1 (см. чертеж) с горизонтальным участком, причем бурение горизонтального участка добывающей скважины 1 осуществляют в подошвенной части продуктивного пласта 2.At a highly viscous oil field, a producing well 1 is being built (see the drawing) with a horizontal section, and a horizontal section of the producing well 1 is drilled in the bottom of the producing formation 2.

Добывающую скважину 1 оборудуют датчиками температуры по всей длине горизонтального участка.The production well 1 is equipped with temperature sensors along the entire length of the horizontal section.

Над горизонтальным стволом добывающей скважины 1 строят аналогично нагнетательную скважину 3 с горизонтальным участком.Above the horizontal trunk of the producing well 1, an injection well 3 with a horizontal section is constructed similarly.

Расстояние между горизонтальными участками добывающей 1 и нагнетательной 3 скважин должно превышать величину прорыва воздуха из горизонтального участка нагнетательной скважины 3 в горизонтальный участок добывающей скважины 1 и составляет 5-8 метров.The distance between the horizontal sections of the producing 1 and injection 3 wells should exceed the amount of air breakthrough from the horizontal section of the injection well 3 to the horizontal section of the producing well 1 and is 5-8 meters.

Далее строят вертикальные нагнетательные скважины 4, 5, 6, в данном примере (см. чертеж) изображены три нагнетательные скважины, забои которых располагают в пределах этого же продуктивного пласта 2 над горизонтальным стволом нагнетательной скважины 1.Next, vertical injection wells 4, 5, 6 are built, in this example (see drawing) three injection wells are shown, the faces of which are located within the same productive formation 2 above the horizontal well of injection well 1.

Расстояние от забоя нагнетательных скважин 4, 5, 6 до горизонтального участка нагнетательной скважины 3 должно превышать величину прорыва воздуха и топлива и составляет 3-5 метров.The distance from the bottom of the injection wells 4, 5, 6 to the horizontal section of the injection well 3 should exceed the amount of air and fuel breakthrough and is 3-5 meters.

Вертикальные нагнетательные скважины 4, 5, 6 между собой располагают на расстоянии 10-30 метров.Vertical injection wells 4, 5, 6 are located at a distance of 10-30 meters.

В качестве топлива используют, например, углеводородный газ, попутный газ, печное топливо или т.п. Вертикальные нагнетательные скважины 4, 5, 6 используют для подачи топлива в продуктивный пласт 2, а нагнетательную скважину 3 с горизонтальным участком используют для закачки воздуха (окислителя).The fuel used is, for example, hydrocarbon gas, associated gas, heating oil or the like. Vertical injection wells 4, 5, 6 are used to supply fuel to the reservoir 2, and injection wells 3 with a horizontal section are used to inject air (oxidizing agent).

Аналогичным образом, как показано на чертеже, строят другие вертикальные нагнетательные скважины (на чертеже не показано) и добывающую скважину с горизонтальным стволом на определенном расстоянии, как показано на чертеже, между горизонтальным стволом добывающей скважины и забоями вертикальных нагнетательных скважин друг от друга, исключая прорыв топлива или воздуха в другие скважины.In the same way, as shown in the drawing, other vertical injection wells are constructed (not shown in the drawing) and a production well with a horizontal wellbore at a certain distance, as shown in the drawing, between the horizontal well of the production well and the bottoms of the vertical injection wells from each other, excluding a breakthrough fuel or air to other wells.

После прогрева паропередвижной установкой призабойной части продуктивного пласта 2 скважины производят закачку топлива в вертикальные нагнетательные скважины 4, 5, 6 в необходимом объеме. Далее осуществляют закачку воздуха в горизонтальный ствол нагнетательной скважины 3, под расчетным давлением производят поджиг пласта и создают очаг горения.After warming up with a steam-moving installation of the bottom-hole part of the producing formation 2 wells, fuel is injected into the vertical injection wells 4, 5, 6 in the required volume. Next, air is pumped into the horizontal well of injection well 3, and, under the design pressure, the formation is ignited and a burning center is created.

В воздухе содержится азот, химически не участвующий в реакциях горения, но присутствующий в зоне горения. Поскольку в воздухе содержится 21 об.% кислорода и 79 об.% азота, при горении воздуха на один объем кислорода приходится 79:21=3,76 объема азота. Например, уравнение реакции горения природного газа (метана) в воздухе можно записать так:The air contains nitrogen, which is not chemically involved in the combustion reactions, but is present in the combustion zone. Since the air contains 21 vol.% Oxygen and 79 vol.% Nitrogen, during combustion of air, 79: 21 = 3.76 volumes of nitrogen fall on one volume of oxygen. For example, the equation of the combustion reaction of natural gas (methane) in air can be written as follows:

СН4+2O2+2×3,76N2=CO2+H2O+2×3,76N2.CH 4 + 2O 2 + 2 × 3.76N 2 = CO 2 + H 2 O + 2 × 3.76N 2 .

Организуют процесс горения по этому уравнению так, что в зоне горения на 1 м3 горючего газа приходится 9,5 м3 воздуха, который и содержит требуемые 2 м3 кислорода. Горючей смеси (или ее части) сообщают тепловой импульс достаточной мощности для начала реакции горения. В результате полного сгорания 1 м3 метана выделяется 36000 кДж тепла и образуется более 10,5 м3 продуктов горения (смеси двуокиси углеводорода, паров воды и азота). Температура воспламенения метана в воздухе составляет от 545 до 850°C. Так как в продуктивном пласте 2 содержится пластовая вода, то в процессе горения вода превращается в пар. Азотом воздуха, созданный пар продвигается по продуктивному пласту 2. По мере продвижения по пласту 2 образуются зоны горения 7 и пара 8. Так как пар и азот имеют удельный вес меньше, чем нефть, то в кровельной части пласта 2 образуется зона пара (паровая камера) 8, за счет сил гравитации нефть стекает в подошвенную часть продуктивного пласта 2 и отбирается на поверхность из горизонтального ствола добывающей скважины 1 с помощью любого известного насоса 9 (например, винтового).The combustion process is organized according to this equation so that in the combustion zone 1 m 3 of combustible gas accounts for 9.5 m 3 of air, which contains the required 2 m 3 of oxygen. A combustible mixture (or part thereof) is provided with a heat pulse of sufficient power to start a combustion reaction. As a result of complete combustion of 1 m 3 of methane, 36,000 kJ of heat are released and more than 10.5 m 3 of combustion products (a mixture of hydrocarbon dioxide, water vapor and nitrogen) are formed. The ignition temperature of methane in air is from 545 to 850 ° C. Since reservoir water 2 is contained in the reservoir 2, the water turns into steam during the combustion process. Nitrogen of air, the created steam moves along the productive formation 2. As it moves along the formation 2, combustion zones 7 and steam 8 are formed. Since steam and nitrogen have a specific gravity less than oil, a vapor zone is formed in the roofing part of the formation 2 (steam chamber ) 8, due to gravitational forces, oil flows into the bottom part of the reservoir 2 and is taken to the surface from the horizontal trunk of the producing well 1 using any known pump 9 (for example, a screw pump).

Созданная локализованная зона горения 7 позволяет генерировать пар в продуктивном пласте 2, что позволяет осуществить вытеснение как по разрезу, так и по площади.The created localized combustion zone 7 allows the generation of steam in the reservoir 2, which allows for the displacement of both the section and the area.

Датчики температуры (на чертеже не показано), спущенные на оптико-волоконном кабеле, размещенные по всей длине горизонтального участка добывающей скважины 1 (например, на расстоянии 2-7 метров), отслеживают температуру отбираемой продукции (высоковязкой тяжелой и битуминозной нефти) и при увеличении или снижении температуры отбираемой продукции снижают или увеличивают объем топлива, подаваемого в одну или сразу несколько нагнетательных скважин 4, 5, 6, так, чтобы поддерживать примерно одинаковую температуру продукции по всей длине горизонтального участка добывающей скважины 1.Temperature sensors (not shown in the drawing), launched on an optical fiber cable, placed along the entire length of the horizontal section of the producing well 1 (for example, at a distance of 2-7 meters), monitor the temperature of the selected products (highly viscous heavy and bituminous oil) and with increasing or by lowering the temperature of the selected product, reduce or increase the volume of fuel supplied to one or several injection wells 4, 5, 6 at the same time, so as to maintain approximately the same temperature of the product along the entire length of the horizon the main section of the producing well 1.

Например, при снижении температуры отбираемой продукции выше заданной, если, например, заданная температура отбора продукции из горизонтальной скважины 1, равная 60°C, понизилась до 45°C, на это реагируют один или несколько датчиков температуры и по их показаниям увеличивают объем подаваемого топлива в ту нагнетательную скважину, забой которой находится напротив горизонтального участка добывающей скважины, в котором размещен температурный(е) датчик(и), например это нагнетательная скважина 5. С восстановлением температуры отбираемой продукции до заданного значения, равного 60°C, объем подаваемого топлива в нагнетательную скважину 5, забой которой находится напротив горизонтального участка добывающей скважины, в котором размещен(ы) данный(е) температурный(е) датчик(и), сокращают.For example, if the temperature of the sampled product drops above a predetermined one, if, for example, the set temperature for production sampling from horizontal well 1, equal to 60 ° C, drops to 45 ° C, one or more temperature sensors react to this and increase the amount of fuel supplied according to their readings into the injection well, the bottom of which is opposite the horizontal section of the producing well in which the temperature sensor (s) are located, for example, it is injection well 5. With the recovery of the temperature of the sampled product up to a preset value of 60 ° C, the amount of fuel supplied to the injection well 5, the bottom of which is opposite the horizontal section of the producing well in which the given temperature sensor (s) is located, is reduced.

Например, при повышении температуры отбираемой продукции выше заданной, если, например, заданная температура отбора продукции из горизонтальной скважины 1, равная 60°C, повысилась до 75°C, на это реагируют один или несколько датчиков температуры и по их показаниям уменьшают объем подаваемого топлива в ту нагнетательную скважину, забой которой находится напротив горизонтального участка добывающей скважины, в котором размещен(ы) температурный(е) датчик(и), например это нагнетательная скважина 7. С восстановлением температуры отбираемой продукции до заданного значения, равного 60°C, объем подаваемого топлива в нагнетательную скважину 5, забой которой находится напротив горизонтального участка добывающей скважины, в котором размещен(ы) данный(е) температурный(е) датчик(и), увеличивают.For example, if the temperature of the sampled product rises above a predetermined one, if, for example, the set temperature of production from horizontal well 1, equal to 60 ° C, increases to 75 ° C, one or more temperature sensors react to this and, according to their indications, reduce the amount of fuel supplied to the injection well, the bottom of which is opposite the horizontal section of the producing well in which the temperature sensor (s) are located (s), for example, it is injection well 7. With the recovery of the temperature of the selected product up to a predetermined value of 60 ° C, the volume of fuel supplied to the injection well 5, the bottom of which is opposite the horizontal section of the producing well in which the given temperature sensor (s) is located, is increased.

За счет регулировки температуры отбора продукции ведется контроль горения и создания паровой камеры в пласте, а также за счет расширения функциональной возможности за счет возможности работы в пластах с низкой проницаемостью предложенный способ позволяет повысить эффективность использования пластового горения, что способствует удешевлению разработки без снижения нефтеоотдачи.By adjusting the temperature of production sampling, combustion and the creation of a steam chamber in the formation are monitored, as well as by expanding the functionality due to the possibility of working in formations with low permeability, the proposed method allows to increase the efficiency of the use of formation combustion, which helps to reduce the cost of development without reducing oil recovery.

Благодаря использованию в качестве добывающей скважины - скважины с горизонтальным стволом и вследствие размещения забоев вертикальных нагнетательных скважин над горизонтальным стволом и за счет того, что в вертикальные нагнетательные скважины через одну, параллельно окислителю, нагнетают топливо, значительно расширяется зона охвата прогревом продуктивного пласта.Due to the use of wells with a horizontal wellbore as a producing well, due to the placement of vertical injection wells over the horizontal wellbore and due to the fact that fuel is injected into vertical injection wells through one parallel to the oxidizing agent, the coverage area by heating the productive formation is significantly expanded.

При применении данного способа повышается эффективность разработки месторождения высоковязкой нефти за счет контроля за температурой отбираемой продукции, что позволяет регулировать и поддерживать наиболее оптимальную температуру отбора продукции по всей длине горизонтального участка добывающей скважины.When using this method, the development efficiency of a highly viscous oil field is increased by controlling the temperature of the selected products, which allows you to adjust and maintain the most optimal temperature of product selection along the entire length of the horizontal section of the producing well.

Кроме того, благодаря размещению нагнетательной скважины с горизонтальным участком, по которой закачивается воздух (окислитель), над горизонтальным участком добывающей скважины значительно расширяется площадь охвата паровой камерой продуктивного пласта, поэтому улучшается эффективность прогрева пласта и, как следствие, увеличивается объем отбираемой продукции.In addition, due to the placement of the injection well with a horizontal section through which air is pumped (oxidizing agent), the coverage area of the productive formation with a steam chamber is significantly expanded over the horizontal section of the producing well, therefore, the efficiency of heating the formation is improved and, as a result, the volume of selected products increases.

Claims (1)

Способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий закачку топлива через вертикальные нагнетательные скважины, воздуха - через другую нагнетательную скважину, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающую скважину с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта, отличающийся тем, что добывающую скважину оборудуют датчиками температуры по всей длине горизонтального участка, через который осуществляют отбор продукции, в качестве нагнетательной скважины для подачи воздуха используют нагнетательную скважину с горизонтальным участком, расположенным выше горизонтального участка добывающей скважины на величину, превышающую величину прорыва воздуха, при этом в качестве нагнетательных скважин для подачи топлива используют ряд скважин, забои которых располагают выше горизонтального участка нагнетательной скважины для воздуха на величину, превышающую величину прорыва воздуха и топлива, причем подачу топлива через вертикальные скважины регулируют так, чтобы поддерживать примерно одинаковую температуру продукции по всей длине горизонтального участка добывающей скважины. A method of developing a highly viscous oil field, including injecting fuel through vertical injection wells, air through another injection well, organizing in-situ combustion and selecting products through a production well with a horizontal well in the bottom of the formation, characterized in that the production well is equipped with temperature sensors along the entire length horizontal section through which the selection of products is carried out, as an injection well for air supply use pump a production well with a horizontal section located above the horizontal section of the production well by an amount exceeding the amount of air breakthrough, while a number of wells are used as injection wells for the fuel supply, the faces of which are higher than the amount of air breakthrough above the horizontal section of the injection well for air and fuel, and the flow of fuel through vertical wells is regulated so as to maintain approximately the same temperature of the product along the entire length e horizontal section of the producing well.
RU2009134303/03A 2009-09-11 2009-09-11 Development method of high-viscous oil deposit RU2405104C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2009134303/03A RU2405104C1 (en) 2009-09-11 2009-09-11 Development method of high-viscous oil deposit

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2009134303/03A RU2405104C1 (en) 2009-09-11 2009-09-11 Development method of high-viscous oil deposit

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2405104C1 true RU2405104C1 (en) 2010-11-27

Family

ID=44057657

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009134303/03A RU2405104C1 (en) 2009-09-11 2009-09-11 Development method of high-viscous oil deposit

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2405104C1 (en)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102071918A (en) * 2010-12-22 2011-05-25 中国石油天然气集团公司 Thick oil reservoir fire flooding oil extraction combustion-supporting ignition method
CN103670356A (en) * 2013-11-26 2014-03-26 里群 Temperature-variable tracer composite for combustion in situ, distribution map of temperature fields of combustion in situ, production method of distribution map and development method of combustion in situ
RU2560016C1 (en) * 2014-07-04 2015-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method to produce high-viscosity oil and bitumen
CN113863909A (en) * 2020-06-11 2021-12-31 中国石油天然气股份有限公司 Method for judging fire flooding ignition time of horizontal well

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102071918A (en) * 2010-12-22 2011-05-25 中国石油天然气集团公司 Thick oil reservoir fire flooding oil extraction combustion-supporting ignition method
CN103670356A (en) * 2013-11-26 2014-03-26 里群 Temperature-variable tracer composite for combustion in situ, distribution map of temperature fields of combustion in situ, production method of distribution map and development method of combustion in situ
RU2560016C1 (en) * 2014-07-04 2015-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method to produce high-viscosity oil and bitumen
CN113863909A (en) * 2020-06-11 2021-12-31 中国石油天然气股份有限公司 Method for judging fire flooding ignition time of horizontal well
CN113863909B (en) * 2020-06-11 2023-05-26 中国石油天然气股份有限公司 Method for judging horizontal well fireflood ignition time

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2650130C (en) System and method for the recovery of hydrocarbons by in-situ combustion
US10655441B2 (en) Stimulation of light tight shale oil formations
US8544545B2 (en) Combustion thermal generator and systems and methods for enhanced oil recovery
RU2358099C1 (en) Procedure for development of high viscous oil
RU2306410C1 (en) Method for thermal gaseous hydrate field development
RU2391497C1 (en) Method to develop high-viscosity oil deposit
RU2455475C1 (en) Method of development of high-viscosity oil fields with strata of small thickness by way of cyclic injection of solvent and steam into single inclined wells
US20060162923A1 (en) Method for producing viscous hydrocarbon using incremental fracturing
RU2539048C2 (en) In-situ combustion method (versions)
RU2403382C1 (en) Development method of high-viscous oil deposit
CN107939373B (en) A kind of novel combustion in situ heavy oil development well pattern structure and method
RU2405104C1 (en) Development method of high-viscous oil deposit
WO2007117865A3 (en) Enhanced hydrocarbon recovery by in situ combustion of oil sand formations
EA024367B1 (en) Process and apparatus for enhancing recovery of hydrocarbons from wells
RU2429346C1 (en) Development method of high-viscosity oil deposit with use of in-situ combustion
RU2425212C1 (en) Triangular air pumping system and development method by means of ignition
CN108026766A (en) Mobile injection gravity drainage for heavy oil production
RU2386801C1 (en) Method of high-viscosity oil pool development with usage of in-situ combustion
CA2824168A1 (en) Process for the recovery of heavy oil and bitumen using in-situ combustion
US20120103604A1 (en) Subsurface heating device
RU2441148C1 (en) Method of high-viscosity oil accumulation development
RU2421609C1 (en) Procedure for development of high viscous oil deposit
RU2410535C1 (en) Development method of high-viscosity oil deposit
RU2434129C1 (en) Procedure for development of high viscous oil deposit
US3349846A (en) Production of heavy crude oil by heating

Legal Events

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

Effective date: 20160912