RU2418159C1 - Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well - Google Patents
Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2418159C1 RU2418159C1 RU2009148578/03A RU2009148578A RU2418159C1 RU 2418159 C1 RU2418159 C1 RU 2418159C1 RU 2009148578/03 A RU2009148578/03 A RU 2009148578/03A RU 2009148578 A RU2009148578 A RU 2009148578A RU 2418159 C1 RU2418159 C1 RU 2418159C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- heating
- well
- coolant
- shank
- injection
- 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 Е21В 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 EV 43/24, published in Bulletin No. 24 dated 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, installation of 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 through Olona 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 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции. 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 ЕВВ 43/24, published in Bulletin No. 32 of November 20, 2006), including the construction of a two-well horizontal producing well and production selection. Above the producing double-mouth horizontal well, an injection double-well horizontal well is built parallel to it, thereby creating a pair of double-well horizontal wells, a similar pair of double-well horizontal wells are built in the adjacent section of the reservoir, pairs of double-well horizontal wells are carried out separately, covering the most productive zones of the reservoir, operating modes of pairs of double-well horizontal injection wells are installed taking into account the characteristics of each section of the reservoir, the coolant injection implemented at injection dvuhustevye upper horizontal wells with both mouths, the selection of products from the extractive dvuhustevyh horizontal wells produce svabnym pump, the pumps svabnye extractive dvuhustevyh adjacent horizontal wells associated with 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 Е21В 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 ЕВВ 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 steam injection in both wells, heat the intersection the important zone of the formation, reduce the viscosity of oil or bitumen, and the steam chamber is created by pumping 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 the coolant injection modes product selection, thus the volume pumping coolant through the mouth of the injection well and / or selection of products through the mouth of the production well at a ratio change,%: (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, кроме того, термодатчики на оптико-волоконных кабелях спущены в обе скважины);- firstly, high financial costs for the construction of a double-well well (the cost of constructing a double-well well is three times more expensive than a single-well well, in addition, the temperature sensors on fiber optic cables are lowered into both wells);
во-вторых, смена направления фильтрации и/или режимов 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, a change in the direction of filtration and / or production selection modes, as well as a change in the volume of coolant pumped through the mouth of the injection well and / or production selection through the mouth of the production well, is changed in the ratio,%: (10-90) :( 90-10) 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 закачки теплоносителя в скважину за счет возможности смены секций и зон нагрева продуктивного пласта на протяжении всего горизонтального участка нагнетательной 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 the regulation of coolant injection into the well due to the possibility of changing sections and heating zones of the productive formation throughout the entire horizontal section of the injection well.
Поставленная техническая задача решается способом разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину, включающим строительство верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин 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 прогрева и отбора.The stated technical problem is solved by the method of developing a heavy oil or bitumen deposit with regulation of the coolant injection into the well, including the construction of the upper injection and lower production wells with horizontal sections located one above the other, the coolant injection through the horizontal injection well with the formation warming up by creating a steam chamber and selecting products through a horizontal production well, in which thermograms of the steam chamber are taken, its condition is analyzed rogreva for uniformity heating and the presence of temperature peaks, taking into account the obtained thermograms carried out uniform heating of the vapor chamber, changing the heating zone and selection.
Новым является то, что при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, внутри фильтра в нагнетательной скважине размещают хвостовик, снабженный входными отверстиями, разбивающими фильтр на зоны нагревания теплоносителем, на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя при смене зоны нагревания, при этом хвостовик оснащают изнутри штоком, спускаемым на трубах, которые на устье оснащены гидродомкратом двухстороннего действия, причем пространство между штоком и хвостовиком между входными отверстиями хвостовика герметично разобщают перед спуском кольцевыми вставками, разбивая хвостовик на секции нагревания, которые сообщены боковыми каналами через одну с внутренним пространством штока, причем для изменения зон нагревания при возникновении температурных пиков закачку теплоносителя прекращают, в гидродомкрате создают избыточное давление, приводящее к продольному перемещению вместе с трубами штока в хвостовике так, что его боковые каналы, проходя через кольцевые вставки, сообщают внутреннее пространство штока с соседними незадействованными до этого секциями нагревания, после чего закачку теплоносителя возобновляют до возникновения температурных пиков напротив секций нагревания в соответствующих им зонах нагревания, для исключения прорыва теплоносителя закачку теплоносителя прекращают, в гидродомкрате создают избыточное обратное давление, приводящее к продольному перемещению в хвостовике и возвращению в исходное состояние вместе с трубами штока, после чего закачку теплоносителя возобновляют в первоначальные секции и зоны нагрева, в ходе эксплуатации циклы при необходимости смены зон нагревания хвостовика повторяют.What is new is that during the construction of wells, their horizontal sections are equipped with filters, a liner is placed inside the filter in the injection well, equipped with inlet openings that break the filter into heating medium zones, at a distance that prevents breakthrough of the medium when the heating zone is changed, while the liner is equipped with a rod from the inside run on pipes that are equipped with a double-acting hydraulic jack at the mouth, and the space between the stem and shank between the inlet shanks and hermetically disconnect the ring inserts before descent, breaking the shank into heating sections, which are communicated by the side channels through one with the rod’s inner space, and to change the heating zones when temperature peaks occur, the coolant pumping is stopped, overpressure is created in the hydraulic jack, leading to longitudinal movement along with the stem pipes in the shank so that its lateral channels, passing through the annular inserts, communicate the inner space of the stem with neighboring unused and before that, with heating sections, after which the coolant injection is resumed until temperature peaks occur opposite the heating sections in the corresponding heating zones, to prevent the coolant from breaking through, the coolant injection is stopped, an excessive back pressure is created in the hydraulic jack, which leads to longitudinal movement in the liner and its initial state together with the stem pipes, after which the coolant injection is resumed in the initial sections and heating zones; during operation, cycles if necessary The changes of shank heating zones are repeated.
На чертеже схематично представлен предлагаемый способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину.The drawing schematically shows the proposed method for developing a heavy oil or bitumen field with regulation of the coolant injection into the well.
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 are respectively 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 добывающую скважину 2 снабжают насосом 8, например электроцентробежным погружным насосом (ЭЦН), спущенным в добывающую скважину 1 на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 9.An injection well 1 is used to pump coolant into a producing formation 5, and a producing well 2 is used to produce heavy oil or bitumen (products) from a producing formation 5. Next, a producing well 2 is equipped with a pump 8, for example, an electric centrifugal submersible pump (ESP), lowered into the producing well 1 on the tubing string 9.
Внутри фильтра 6 в горизонтальном участке 3 нагнетательной скважины 1 размещают хвостовик 10, снабженный входными отверстиями 11, разбивающими фильтр 6 на зоны закачки теплоносителя, а расстояние А - между входными отверстиями 11 на всем протяжении хвостовика 10 подбирают опытным путем исходя из исключения прорыва теплоносителя при смене зоны отбора.Inside the filter 6 in the horizontal section 3 of the injection well 1, a shank 10 is placed, equipped with inlet openings 11, dividing the filter 6 into coolant injection zones, and the distance A between the inlet openings 11 along the entire length of the shank 10 is selected empirically based on the exclusion of coolant breakthrough during change selection zones.
Хвостовик 10 оснащают изнутри штоком 12, жестко соединенным с колонной труб 13, например колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), спущенной в нагнетательную скважину 1, при этом внутреннее пространство 14 штока 12 гидравлически сообщено с внутренним пространством 15 колонны труб 13.The shank 10 is equipped from the inside with a rod 12, rigidly connected to the pipe string 13, for example, a tubing string, lowered into the injection well 1, while the inner space 14 of the rod 12 is hydraulically connected to the inner space 15 of the pipe string 13.
Колонна труб 13 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 нагревания S и S1 и соответствующие им зоны нагревания пласта 5, которые сообщены боковыми каналами 19 через одну с внутренним пространством 14 штока 12.The pipe string 13 at the mouth 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 separated before the annular inserts 18 are released, breaking the shank 10 into heating sections S and S 1 and the corresponding heating zones of the formation 5, which are communicated by the side channels 19 through one with the internal space 14 stock 12.
Контроль за прорывом теплоносителя из горизонтальной части 3 нагнетательной скважины 1 в горизонтальную часть 4 добывающей скважины 2 ведут по показаниям, снимаемым с термодатчиков 20 (показано условно), спущенных, например, на оптиковолоконном кабеле в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2.Monitoring the breakthrough of the coolant from the horizontal part 3 of the injection well 1 to the horizontal part 4 of the producing well 2 is carried out according to indications taken from the temperature sensors 20 (conventionally shown), lowered, for example, on an optical fiber cable into the horizontal section 4 of the producing well 2.
Предложенный способ осуществляется следующим образом.The proposed method is as follows.
Начинают осуществлять закачку теплоносителя от парогенератора (не показано) в продуктивный пласт 5 по внутренним пространствам 15 и 14, соответственно колонны труб 13 и штока 12, а затем через боковые каналы 19 штока 12 и входные отверстия 11 хвостовика 10, которые размещены напротив секций нагревания - S (см. боковой канал 19) в соответствующих им зонах нагревания пласта 5 и через 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) into the reservoir 5 along the internal spaces 15 and 14, respectively, the pipe string 13 and rod 12, and then through the side channels 19 of the rod 12 and the inlet 11 of the shank 10, which are located opposite the heating sections - S (see lateral channel 19) in the respective heating zones of the formation 5 and through the filter 6 of the horizontal section 3 of the injection well 1. Depending on the permeability of the producing formation 5, the injection pressure is selected and depending on the efficiency the 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 попадает в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2 и поступает на прием насоса 8, который по колонне труб 9 перекачивает (отбирает) разогретую тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.The heavy oil or bitumen heated in the steam chamber from the reservoir 5 first passes through the filter 7 to the horizontal section 4 of the producing well 2 and is received by the pump 8, which pumps (takes) the heated heavy oil or bitumen to the day surface through the pipe string 9.
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 20, установленных в горизонтальном участке 4 добывающей скважины 2. Для исключения проникновения теплоносителя через фильтр 7 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 temperature sensors 20 installed in the horizontal section 4 of the producing well 2. To prevent penetration the coolant through the filter 7 into the horizontal section 4 of the producing well 2, it is necessary to change the zones of selection of heated heavy oil or bitumen.
Для изменения зон для отбора при возникновении температурных пиков (проникновении теплоносителя через фильтр 7 в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2) отбор продукции насосом 8, как описано выше, прекращают.To change the zones for selection in the event of temperature peaks (penetration of the coolant through the filter 7 into the horizontal section 4 of the producing well 2), the selection of products by the pump 8, as described above, is stopped.
В гидродомкрате 16 (в линии А) создают избыточное давление (см. фигуру), приводящее к продольному перемещению вместе колонны труб 13 со штоком 12, причем последний перемещается в хвостовике 10 так, что его боковые каналы 19, проходя через кольцевые вставки 18, сообщают внутреннее пространство 14 штока 12 с соседними незадействованными до этого секциями нагревания - S1 (боковые каналы 19 штока 12 размещаются напротив секций нагревания - S1) в соответствующих им зонах нагревания пласта 5.Overpressure is created in the hydraulic jack 16 (in line A) (see the figure), resulting in longitudinal movement of the pipe string 13 with the rod 12 together, the latter moving in the shank 10 so that its side channels 19 passing through the annular inserts 18 are reported the inner space 14 of the rod 12 with adjacent previously unused sections of heating - S 1 (side channels 19 of the rod 12 are located opposite the sections of heating - S 1 ) in the corresponding heating zones of the formation 5.
Отбор продукции насосом 8 по колонне труб 9 из добывающей скважины 2 на поверхность возобновляют, как описано выше, до возникновения температурных пиков (прорывания теплоносителя через фильтр 7 в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2) напротив секций S1 в соответствующих им зонах закачки теплоносителя горизонтального участка 4 добывающей скважины 2. При возникновении температурных пиков с целью дальнейшего исключения прорыва теплоносителя через фильтр 7 в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2 отбор продукции насосом 8 прекращают.The selection of products by pump 8 along the string of pipes 9 from the production well 2 to the surface is resumed, as described above, until temperature peaks occur (breakthrough of the coolant through the filter 7 into the horizontal section 4 of the production well 2) opposite the sections S 1 in the respective coolant injection zones of the horizontal section 4 production wells 2. In the event of temperature peaks in order to further eliminate the breakthrough of the coolant through the filter 7 into the horizontal section 4 of the production well 2, the selection of products by the pump 8 pre raschayut.
В гидродомкрате (в линии В) создают избыточное обратное давление, приводящее к обратному продольному перемещению колонны труб 13 со штоком 12 в хвостовике 10 и возвращению в исходное состояние (боковые каналы 19 штока 12 размещаются напротив секций нагревания - S в соответствующих им зонах нагревания пласта 5).An excessive back pressure is created in the hydraulic jack (in line B), leading to reverse longitudinal movement of the pipe string 13 with the rod 12 in the liner 10 and to return to its original state (side channels 19 of the rod 12 are located opposite the heating sections - S in the corresponding heating zones of the formation 5 )
После чего отбор продукции насосом 8 по колонне труб 9 из добывающей скважины 2 на поверхность вновь возобновляют из первоначальных секций нагревания - S.After that, the selection of products by pump 8 along the pipe string 9 from the production well 2 to the surface is again resumed from the initial heating sections - S.
В ходе эксплуатации (в случае возникновении температурных пиков, свидетельствующих о прорыве теплоносителя через фильтр 7 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 through the filter 7 into 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 закачки теплоносителя в скважину осуществляется с помощью одноустьевой скважины, а термодатчики на оптико-волоконном кабеле спущены только в одну горизонтальную добывающую скважину, что в сравнении с прототипом снижает финансовые и материальные затраты на осуществление способа.The proposed method for developing a heavy oil or bitumen field with regulation of the coolant injection into the well is carried out using a single-well well, and the temperature sensors on the fiber-optic cable are lowered into only one horizontal producing well, which, in comparison with the prototype, reduces the financial and material costs of the method.
Кроме того, повышается эффективность разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину за счет возможности смены зон нагревания продуктивного пласта на протяжении всего горизонтального участка нагнетательной скважины, при этом нет необходимости изменения направления фильтрации и/или изменения режима отбора продукции.In addition, the efficiency of developing a heavy oil or bitumen field with regulation of coolant injection into the well is increased due to the possibility of changing the zones of heating of the productive formation throughout the entire horizontal section of the injection well, while there is no need to change the direction of filtration and / or change the mode of production selection.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009148578/03A RU2418159C1 (en) | 2009-12-25 | 2009-12-25 | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009148578/03A RU2418159C1 (en) | 2009-12-25 | 2009-12-25 | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2418159C1 true RU2418159C1 (en) | 2011-05-10 |
Family
ID=44732709
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009148578/03A RU2418159C1 (en) | 2009-12-25 | 2009-12-25 | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2418159C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2710571C1 (en) * | 2018-12-12 | 2019-12-27 | Владимир Александрович Чигряй | Steam injection well |
| RU2795225C1 (en) * | 2022-07-25 | 2023-05-02 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский университет науки и технологий" | Method for determining operating intervals in operating wells |
-
2009
- 2009-12-25 RU RU2009148578/03A patent/RU2418159C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2710571C1 (en) * | 2018-12-12 | 2019-12-27 | Владимир Александрович Чигряй | Steam injection well |
| RU2795225C1 (en) * | 2022-07-25 | 2023-05-02 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский университет науки и технологий" | Method for determining operating intervals in operating wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2350747C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2407884C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2410534C1 (en) | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit by using two-head horizontal wells | |
| RU2412342C1 (en) | Procedure for development of deposit of heavy oil or bitumen with control of pumping heat carrier into well | |
| RU2413068C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
| 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 | |
| RU2468193C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit in multiple-formation layer-by-layer nonhomogeneous header | |
| RU2330950C1 (en) | Method of high vicous oil and bitumen deposits development | |
| RU2211318C2 (en) | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation | |
| RU2322576C1 (en) | Method for highly-viscous oil and bitumen production | |
| RU2473796C1 (en) | Development method of superviscous oil deposit in layer-by-layer non-homogeneous manifold with partial vertical connectivity | |
| RU103845U1 (en) | DEVICE FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OIL OR BITUMEN | |
| RU2433256C1 (en) | Method of high-viscosity oil or bitumen pool development | |
| RU2411356C1 (en) | Method and arrangement for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production | |
| RU2412343C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production | |
| RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
| RU2483205C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well | |
| RU2418160C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field | |
| RU2418159C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well | |
| RU2526047C1 (en) | Development of extra-heavy crude oil | |
| RU2496000C1 (en) | Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumen |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161226 |