RU2413068C1 - Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction - Google Patents
Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction Download PDFInfo
- Publication number
- RU2413068C1 RU2413068C1 RU2009142671/03A RU2009142671A RU2413068C1 RU 2413068 C1 RU2413068 C1 RU 2413068C1 RU 2009142671/03 A RU2009142671/03 A RU 2009142671/03A RU 2009142671 A RU2009142671 A RU 2009142671A RU 2413068 C1 RU2413068 C1 RU 2413068C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- shank
- selection
- pump
- production
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Working-Up Tar And Pitch (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения тяжелой нефти или битума.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of heavy oil or bitumen deposits.
Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент РФ №2211318, МПК 8 E21B 43/24, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2003), включающий бурение непрерывной (двухустьевой) скважины с образованием ее выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку в пробуренную скважину обсадной колонны, цементирование затрубного пространства по всей длине, перфорирование обсадной колонны в интервале горизонтального участка, установку внутри обсадной трубы насосно-компрессорных труб с центраторами, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб с входного и выходного участков, отбор продукта по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку.A known method of developing an oil field (RF patent No. 2211318, IPC 8 E21B 43/24, published in Bulletin No. 24 of 08/27/2003), including drilling a continuous (double-well) well with the formation of its output section upward with an inclination from the reservoir to day surface, installing a casing in a drilled well, cementing the annulus along the entire length, perforating the casing in the horizontal section, installing tubing with centralizers inside the casing, supplying coolant to lonne tubing to the inlet and outlet sections, the selection of the product at the outlet portion in the continuation of the coolant injection inlet portion.
Недостатком данного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как при закачке пара и одновременном отборе нефти из одной скважины происходят быстрые прорывы пара, а при циклическом воздействии - непроизводительный расход пара на повторный прогрев остывшего продуктивного пласта за период отбора, т.е. большая энергозатратность.The disadvantage of this method is the lack of efficiency of oil recovery, because when steam is injected and oil is taken from one well at the same time, quick steam breakouts occur, and during cyclic exposure, the steam is unproductive for re-heating the cooled reservoir during the selection period, i.e. high energy consumption.
Также известен способ разработки неоднородной нефтебитумной залежи (патент РФ №2287678, МПК 8 E21B 43/24, опубл. в бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, при этом выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создавая, тем самым, пару двухустьевых горизонтальных скважин, на соседнем участке залежи строят аналогичную пару двухустьевых горизонтальных скважин, пары двухустьевых горизонтальных скважин проводят отдельно, охватывая наиболее продуктивные зоны залежи, режимы работы пар двухустьевых горизонтальных скважин по закачке устанавливают с учетом особенностей каждого участка залежи, закачку теплоносителя осуществляют в верхние нагнетательные двухустьевые горизонтальные скважины с обоих устьев, отбор продукции из добывающих двухустьевых горизонтальных скважин производят свабным насосом, причем свабные насосы соседних добывающих двухустьевых горизонтальных скважин связывают друг с другом.Also known is a method of developing a heterogeneous oil bitumen deposit (RF patent No. 2287678, IPC 8 E21B 43/24, published in Bulletin No. 32 of 11/20/2006), including the construction of a production double-well horizontal well and production selection, while higher than the production double-well horizontal parallel to it, build an injection double-well horizontal well, thereby creating a pair of double-well horizontal wells, in the adjacent section of the reservoir build a similar pair of double-well horizontal wells, pairs of double-well horizontal x wells are carried out separately, covering the most productive zones of the reservoir, the operating modes of the pairs of dual wellhead horizontal wells for injection are established taking into account the characteristics of each site of the reservoir, the coolant is pumped into the upper injection dual wellhead horizontal wells from both mouths, and production is selected from the producing horizontal dual wellheads with a swab pump moreover, the swab pumps of adjacent producing double-mouth horizontal wells are connected to each other.
Недостатком данного способа является ограниченность его применения, который можно осуществить только при наличии рядом расположенных пар двухустьевых нагнетательных и добывающих скважин.The disadvantage of this method is the limited application, which can be done only if there are adjacent pairs of dual-well injection and production wells.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент РФ №2340768, МПК 8 E21B 43/24, опубл. в бюл. №32 от 10.12.2008 г.), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, при этом прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).The closest in technical essence is the method of developing a heavy oil or bitumen field using double-well horizontal wells (RF patent No. 2340768, IPC 8 E21B 43/24, published in bulletin No. 32 of December 10, 2008), including the injection of coolant through two-well horizontal injection well, heating of the reservoir with the creation of a steam chamber and selection of products through the two-mouth horizontal production well, while heating of the reservoir begins with the injection of steam into both wells, heat the interspersion the fluidized zone of the formation, reduce the viscosity of oil or bitumen, and the steam chamber is created by pumping the coolant with the possibility of punching the latter to the top of the reservoir and increasing the size of the steam chamber during the selection process, in which thermograms of the steam chamber are taken, the state of its heating for uniformity of heating is analyzed and the presence of temperature peaks, and taking into account the obtained thermograms, the steam chamber is uniformly heated by changing the filtration direction and / or coolant injection modes and selection of products, while the volume of coolant pumped through the mouth of the injection well and / or the selection of products through the mouth of the producing well is changed in the ratio,%: (10-90) :( 90-10).
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, большие финансовые затраты на строительство двухустьевой скважины (стоимость строительства двухустьевой скважины в три раза дороже в сравнении с одноустьевой скважиной);- firstly, high financial costs for the construction of a double-well well (the cost of building a double-well well is three times more expensive than a single-well well);
во-вторых, смена направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, а также изменение объема закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10) малоэффективны и дают лишь кратковременный эффект на начальном этапе разработки месторождения тяжелой нефти или битума.secondly, the change in the direction of filtration and / or the modes of injection of the coolant and the selection of products, as well as the change in the volume of injection of the coolant through the mouth of the injection well and / or the selection of products through the mouth of the producing well, is changed in the ratio,%: (10-90) :( 90 -10) are ineffective and give only a short-term effect at the initial stage of development of a heavy oil or bitumen deposit.
Технической задачей изобретения является сокращение финансовых и материальных затрат на строительство скважин, с помощью которых осуществляется данный способ, а также повышение эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины за счет возможности, смены зон отбора продукции из продуктивного пласта на протяжении всего горизонтального участка добывающей скважины.An object of the invention is to reduce financial and material costs for the construction of wells, with the help of which this method is carried out, as well as to increase the efficiency of developing a heavy oil or bitumen field with regulation of the selection of well production due to the possibility of changing the zones of production from the reservoir throughout the horizontal production well site.
Поставленная техническая задача решается способом разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины, включающим строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны отбора продукции.The stated technical problem is solved by the method of developing a heavy oil or bitumen field with regulation of the selection of well products, including the construction of an upper injection well and a lower production well with horizontal sections located one above the other, pumping a heat carrier through a horizontal injection well with heating the formation by creating a steam chamber and selecting products through a horizontal production well, in which thermograms of the steam chamber are taken, the state is analyzed its heating for uniform heating and the presence of temperature peaks, and taking into account the obtained thermograms, the steam chamber is uniformly heated, changing the product selection zones.
Новым является то, что при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют устанавливаемыми напротив зон продуктивного пласта фильтрами, внутри фильтра в добывающей скважине размещают хвостовик, снабженный входными отверстиями, разбивающими фильтр на зоны отбора, на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя при смене зоны отбора, при этом хвостовик оснащают изнутри штоком, внутреннее пространство которого сообщено со входом насоса, спускаемого в добывающую скважину на колонне труб, которая на устье оснащена гидродомкратом двухстороннего действия, причем пространство между штоком и хвостовиком между входными отверстиями хвостовика герметично разобщают перед спуском кольцевыми вставками, разбивая хвостовик на секции отбора, которые сообщены боковыми каналами через одну с внутренним пространством штока, для изменения зон для отбора при возникновении температурных пиков, отбор продукции насосом прекращают, в гидродомкрате создают избыточное давление, приводящее к продольному перемещению вместе колонны труб с насосом и штоком в хвостовике так, что его боковые каналы, проходя через кольцевые вставки, сообщают внутреннее пространство штока с соседними незадействованными до этого секциями отбора, после чего отбор продукции возобновляют до возникновения температурных пиков напротив секций отбора в соответствующих им зонах отбора, для исключения прорыва теплоносителя отбор продукции насосом прекращают, в гидродомкрате создают избыточное обратное давление, приводящее к продольному перемещению в хвостовике и возвращению в исходное состояние вместе колонны труб с насосом и штоком, после чего отбор продукции возобновляют из первоначальных секций и зон отбора, в ходе эксплуатации циклы при необходимости смены зон отбора хвостовика повторяют.What is new is that during the construction of wells, their horizontal sections are equipped with filters installed opposite the zones of the reservoir, a liner is placed inside the filter in the production well, equipped with inlet openings dividing the filter into selection zones at a distance that excludes breakthrough of the coolant when changing the selection zone, the liner is equipped from the inside with a rod, the inner space of which is communicated with the pump inlet, lowered into the production well on a pipe string, which is equipped with a hydraulic jack at the mouth ohms of double-acting, moreover, the space between the stem and the shank between the inlet openings of the shank is hermetically separated before the runoff by annular inserts, breaking the shank into sampling sections, which are communicated by the side channels through one with the inner space of the stem, to change the selection zones when temperature peaks occur, product selection the pump is stopped, overpressure is created in the hydraulic jack, leading to longitudinal movement of the pipe string together with the pump and the rod in the shank so that it the lateral channels passing through the annular inserts communicate the internal space of the rod with neighboring previously unused sampling sections, after which the production sampling is resumed until temperature peaks in front of the sampling sections occur in the respective sampling zones, to prevent the breakthrough of the coolant, the sampling is stopped by the pump, in the hydraulic jack create excess back pressure, leading to longitudinal movement in the liner and returning to the initial state together the pipe string with the pump and rod, last why the selection of products is resumed from the initial sections and selection zones, during operation, the cycles, if necessary, change the selection zones of the shank, are repeated.
На чертеже схематично представлен предлагаемый способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины.The drawing schematically shows the proposed method for developing a heavy oil or bitumen field with regulation of the selection of well production.
Сначала производят строительство верхней нагнетательной 1 (см. чертеж) и нижней добывающей скважин 2 с горизонтальными участками 3 и 4 соответственно, расположенными друг над другом и вскрывающими продуктивный пласт 5 с тяжелой нефтью или битумом, причем в процессе строительства нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин их горизонтальные участки 3 и 4, соответственно, оборудуют фильтрами 6 и 7.First, the construction of the upper injection 1 (see drawing) and lower production wells 2 with horizontal sections 3 and 4, respectively, located one above the other and opening the reservoir 5 with heavy oil or bitumen, is carried out, and during the construction of injection 1 and production 2 wells horizontal sections 3 and 4, respectively, are equipped with filters 6 and 7.
Нагнетательная скважина 1 используется для закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5, а добывающая скважина 2 используется для добычи тяжелой нефти или битума (продукции) из продуктивного пласта 5. Далее нагнетательную скважину 1 снабжают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 8 с горизонтальным перфорированным участком 9.Injection well 1 is used to pump coolant into the reservoir 5, and production well 2 is used to produce heavy oil or bitumen (products) from the reservoir 5. Next, the injection well 1 is provided with a tubing string 8 with a horizontal perforated section 9 .
Внутри фильтра 7 в добывающей скважине 2 размещают хвостовик 10, снабженный входными отверстиями 11, разбивающими фильтр 7 на зоны отбора, на расстояние A (см. чертеж) - между входными отверстиями 11 на всем протяжении хвостовика 10 подбирают опытным путем, исходя из исключения прорыва теплоносителя при смене зоны отбора. Хвостовик 10 оснащают изнутри штоком 12, жестко соединенным со входом 13 насоса 14. Внутреннее пространство штока 12 гидравлически сообщено со входом 13 насоса 14 (например, электроцентробежным погружным насосом (ЭЦН), спускаемого в добывающую скважину 2 на колонне труб 15, например, по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). Колонна труб 15 на устье оснащена гидродомкратом 16 двухстороннего действия. Пространство 17 между штоком 12 и хвостовиком 10 между входными отверстиями 11 хвостовика 10 герметично разобщают перед спуском кольцевыми вставками 18, разбивая хвостовик 10 на секции отбора S и S1, которые сообщены боковыми каналами 19 через одну с внутренним пространством штока 20.Inside the filter 7 in the production well 2, a shank 10 is placed, equipped with inlet openings 11, dividing the filter 7 into extraction zones, to a distance A (see drawing) - between the inlet holes 11 along the entire length of the shank 10, they are selected empirically, based on the exclusion of coolant breakthrough when changing the selection zone. The shank 10 is equipped from the inside with a rod 12, rigidly connected to the inlet 13 of the pump 14. The inner space of the rod 12 is hydraulically connected to the inlet 13 of the pump 14 (for example, an electric centrifugal submersible pump (ESP), lowered into the production well 2 on the pipe string 15, for example, along the pipe string tubing string. The pipe string 15 at the wellhead is equipped with a double-acting hydraulic jack 16. The space 17 between the rod 12 and the shank 10 between the inlet openings 11 of the shank 10 is hermetically disconnected before lowering the annular inserts 18, p zbivaya shank 10 to the recovery section S 1 and S which communicate through the lateral channels 19 with the interior of one rod 20.
Начинают осуществлять закачку теплоносителя от парогенератора (на чертеже не показано) в продуктивный пласт 5 по колонне НКТ 8 через его горизонтальный перфорированный участок 9 и фильтр 6 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1. В зависимости от проницаемости продуктивного пласта 5 подбирают давление нагнетания и в зависимости от эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта 5 определяют объем нагнетаемого пара, при этом происходит прогревание продуктивного пласта 5 с созданием паровой камеры.They begin to pump coolant from a steam generator (not shown in the drawing) into the reservoir 5 through the tubing string 8 through its horizontal perforated section 9 and filter 6 of the horizontal section 3 of the injection well 1. Depending on the permeability of the reservoir 5, the injection pressure is selected and, depending on effective oil-saturated thickness of the reservoir 5 determine the volume of injected steam, while the heating of the reservoir 5 with the creation of a steam chamber.
Разогретая в паровой камере тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 сначала через фильтр 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2, а затем через входные отверстия 11 хвостовика 10 и боковые каналы 19 штока 12, которые размещены напротив секций отбора - S, попадает во внутреннее пространство 20 штока 12. Из внутреннего пространства 20 штока 12 разогретая тяжелая нефть или битум попадает на вход 13 насоса 14, который по колонне труб 15 перекачивает (отбирает) разогретую тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.Heated in the steam chamber heavy oil or bitumen from the reservoir 5, first through the filter 7 of the horizontal section 4 of the producing well 2, and then through the inlet 11 of the shank 10 and the side channels 19 of the rod 12, which are located opposite the sampling sections - S, gets into the inner space 20 rod 12. From the inner space 20 of the rod 12, the heated heavy oil or bitumen enters the inlet 13 of the pump 14, which pumps (takes) the heated heavy oil or bitumen to the surface of the pipe string 15.
В процессе отбора разогретой тяжелой нефти или битума происходит прорыв теплоносителя из паровой камеры в фильтр 7 добывающей скважины 2, о чем свидетельствует наличие температурных пиков на термограммах, которые строятся по результатам данных термодатчиков (на чертеже не показано), установленных в горизонтальных участках 3 и 4 соответственно нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин. Для исключения проникновения теплоносителя в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2 необходимо произвести изменение зон отбора разогретой тяжелой нефти или битума.During the selection of heated heavy oil or bitumen, the coolant breaks from the steam chamber into the filter 7 of the producing well 2, as evidenced by the presence of temperature peaks in the thermograms, which are based on the results of these temperature sensors (not shown in the drawing) installed in horizontal sections 3 and 4 respectively injection 1 and producing 2 wells. To exclude the penetration of the coolant into the horizontal section 4 of the producing well 2, it is necessary to change the selection zones of heated heavy oil or bitumen.
Для изменения зон для отбора при возникновении температурных пиков (проникновении теплоносителя в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2) отбор продукции насосом 11, как описано выше, прекращают.To change the zones for selection in the event of temperature peaks (penetration of the coolant into the horizontal section 4 of the producing well 2), the selection of products by the pump 11, as described above, is stopped.
В гидродомкрате (в линии A) создают избыточное давление (см. чертеж), приводящее к продольному перемещению вместе колонны труб 15 с насосом 14 и штоком 12 в хвостовике 10 так, что его боковые каналы 19, проходя через кольцевые вставки 18, сообщают внутреннее пространство 20 штока 12 с соседними незадействованными до этого секциями отбора - S1. Отбор продукции насосом 14 возобновляют из секций S1 так же, как описано выше, до возникновения температурных пиков напротив секций отбора S1 в соответствующих им зонах отбора горизонтального участка 4 добывающей скважины 2. При возникновении температурных пиков с целью дальнейшего исключения прорыва теплоносителя отбор продукции насосом 14 прекращают.Overpressure is created in the hydraulic jack (in line A) (see the drawing), resulting in longitudinal movement of the pipe string 15 together with the pump 14 and the stem 12 in the shank 10 so that its side channels 19 passing through the annular inserts 18 communicate the internal space 20 rod 12 with adjacent previously unused sections of selection - S 1 . The selection of products by the pump 14 is resumed from sections S 1 in the same way as described above, until temperature peaks occur opposite the selection sections S 1 in the corresponding sampling zones of the horizontal section 4 of the production well 2. If temperature peaks occur to further prevent breakthrough of the coolant, the selection of products by the pump 14 stop.
В гидродомкрате (в линии В) создают избыточное обратное давление, приводящее к продольному перемещению в хвостовике 10 и возвращению в исходное состояние вместе колонны труб 15 с насосом 14 и штоком 12. После чего продукции насосом 11 вновь возобновляют из первоначальных секций и зон отбора - S.An excessive back pressure is created in the hydraulic jack (in line B), which leads to a longitudinal movement in the liner 10 and to a return to the initial state together of the pipe string 15 with pump 14 and rod 12. After that, the products by pump 11 are again resumed from the initial sections and sampling zones - S .
В ходе эксплуатации (в случае возникновения температурных пиков, свидетельствующих о прорыве теплоносителя в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2) циклы при необходимости смены секций и зон отбора повторяют.During operation (in the event of temperature peaks that indicate a breakthrough of the coolant in the horizontal section 4 of the producing well 2), the cycles, if necessary, change sections and selection zones are repeated.
Предложенный способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины осуществляется с помощью одноустьевой скважины, что в сравнении с прототипом снижает финансовые и материальные затраты на осуществление способа. Кроме того, повышается эффективность разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины за счет возможности смены зон отбора продукции из продуктивного пласта на протяжении всего горизонтального участка добывающей скважины, при этом нет необходимости изменения направления фильтрации и/или изменения режимов закачки теплоносителя и отбора продукции.The proposed method for the development of a heavy oil or bitumen field with regulation of the selection of well production is carried out using a wellhead, which, in comparison with the prototype, reduces the financial and material costs of implementing the method. In addition, the efficiency of developing a heavy oil or bitumen field with regulation of the selection of well production is increased due to the possibility of changing the zones of production from the reservoir throughout the horizontal section of the producing well, while there is no need to change the direction of filtration and / or change the modes of coolant injection and selection products.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009142671/03A RU2413068C1 (en) | 2009-11-18 | 2009-11-18 | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009142671/03A RU2413068C1 (en) | 2009-11-18 | 2009-11-18 | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2413068C1 true RU2413068C1 (en) | 2011-02-27 |
Family
ID=46310641
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009142671/03A RU2413068C1 (en) | 2009-11-18 | 2009-11-18 | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2413068C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2468193C1 (en) * | 2011-06-08 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit in multiple-formation layer-by-layer nonhomogeneous header |
| RU2469187C1 (en) * | 2011-07-08 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
| RU2473795C1 (en) * | 2011-08-19 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well product extraction |
| RU2535762C2 (en) * | 2013-01-17 | 2014-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Inhomogeneous oil deposit development method |
| RU2543848C1 (en) * | 2013-11-14 | 2015-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with controlled product extraction from horizontal wells |
-
2009
- 2009-11-18 RU RU2009142671/03A patent/RU2413068C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2468193C1 (en) * | 2011-06-08 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit in multiple-formation layer-by-layer nonhomogeneous header |
| RU2469187C1 (en) * | 2011-07-08 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
| RU2473795C1 (en) * | 2011-08-19 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well product extraction |
| RU2535762C2 (en) * | 2013-01-17 | 2014-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Inhomogeneous oil deposit development method |
| RU2543848C1 (en) * | 2013-11-14 | 2015-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with controlled product extraction from horizontal wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2407884C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2340768C2 (en) | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2410534C1 (en) | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit by using two-head horizontal wells | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2413068C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2412342C1 (en) | Procedure for development of deposit of heavy oil or bitumen with control of pumping heat carrier into well | |
| RU2582529C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2468194C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections | |
| RU2434127C1 (en) | Procedure for development of heavy oil or bitumen deposit | |
| RU2211318C2 (en) | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation | |
| RU2468193C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit in multiple-formation layer-by-layer nonhomogeneous header | |
| RU2527984C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
| RU2411356C1 (en) | Method and arrangement for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production | |
| RU2433256C1 (en) | Method of high-viscosity oil or bitumen pool development | |
| RU103845U1 (en) | DEVICE FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OIL OR BITUMEN | |
| RU2483205C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well | |
| RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
| RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
| RU2412343C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production | |
| RU2526047C1 (en) | Development of extra-heavy crude oil | |
| RU2418160C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field | |
| RU2504646C1 (en) | Method of oil deposit development using flooding | |
| RU2418159C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161119 |