RU2425968C1 - Development method of high-viscous oil deposit - Google Patents
Development method of high-viscous oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2425968C1 RU2425968C1 RU2010134304/03A RU2010134304A RU2425968C1 RU 2425968 C1 RU2425968 C1 RU 2425968C1 RU 2010134304/03 A RU2010134304/03 A RU 2010134304/03A RU 2010134304 A RU2010134304 A RU 2010134304A RU 2425968 C1 RU2425968 C1 RU 2425968C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- vertical
- horizontal
- producing
- wells
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a highly viscous oil field.
Известен способ разработки нефтебитумной залежи (патент РФ № 2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.11.2006 г.), включающий проводку в пласте двух горизонтальных стволов параллельно между собой, закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины.A known method for the development of oil bitumen deposits (RF patent No. 2287677, IPC ЕВВ 43/24, published on November 20, 2006), including wiring two horizontal shafts in the formation parallel to each other, injecting steam into the upper injection well and selecting products from the lower producing well .
Основными недостатками известного способа является низкая эффективность процесса, особенно в тонких пластах из-за больших тепловых потерь, невозможности контролировать распространение фронта вытеснения.The main disadvantages of this method is the low efficiency of the process, especially in thin layers due to large heat losses, the inability to control the propagation of the displacement front.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ извлечения жидких углеводородных продуктов из подземного месторождения (патент РФ №2360105, кл. Е21В 43/243, опубл. 27.06.2009 г. - прототип), включающий создание, по меньшей мере, одной добывающей скважины, имеющей, в основном, горизонтальную секцию и соединенную с ней, в основном, вертикальную скважину, причем, в основном, горизонтальная секция проходит по направлению к нагнетательной скважине и имеет устье, находящееся в непосредственной близости от соединения горизонтальной секции с вертикальной нагнетательной скважиной, и забой на другом ее конце, который расположен ближе к нагнетательной скважине, чем устье; нагнетание газа-окислителя через нагнетательную скважину для осуществления внутрипластового горения, при котором образуют газообразные продукты сгорания так, чтобы при этом обеспечивалось их поступательное перемещение в форме фронта, который в основном перпендикулярен горизонтальной секции, по направлению от забоя к устью горизонтальной секции, при этом флюиды стекают в горизонтальную секцию.Closest to the proposed invention in technical essence is a method of extracting liquid hydrocarbon products from an underground field (RF patent No. 2360105, CL EV 43/243, publ. 06/27/2009 - prototype), including the creation of at least one producing a well having a substantially horizontal section and a substantially vertical well connected to it, with a generally horizontal section extending toward the injection well and having a well in the immediate vicinity of the mountains zontally section with a vertical injection well and a toe portion at the other end thereof, which is closer to the injection well than the heel portion; injecting an oxidizing gas through an injection well to conduct in-situ combustion, in which gaseous products of combustion are formed so that they translate in the form of a front, which is generally perpendicular to the horizontal section, in the direction from the bottom to the mouth of the horizontal section, while fluids flow into the horizontal section.
Основным недостатком известного способа является низкая эффективность процесса вытеснения высоковязкой нефти из-за неравномерного прогрева пласта по всему интервалу горизонтального ствола агентом воздействия, невозможности контролировать и регулировать распространение фронта горения, низкого охвата пласта по площади.The main disadvantage of this method is the low efficiency of the process of displacing highly viscous oil due to uneven heating of the formation over the entire interval of the horizontal bore by the exposure agent, the inability to control and regulate the propagation of the combustion front, low coverage of the formation over the area.
Под высоковязкими нефтями подразумевают продукцию скважины с плотностью больше 0,870 кг/см3, т.е. к ним относятся и тяжелые, и битуминозные нефти (см. ГОСТ Р 51858-2002).High viscosity oils mean well production with a density of more than 0.870 kg / cm 3 , i.e. these include both heavy and bituminous oils (see GOST R 51858-2002).
Технической задачей настоящего изобретения является повышение нефтеотдачи, т.е. эффективности процесса вытеснения высоковязких нефтей и битумов, в том числе путем увеличения охвата пласта агентом воздействия за счет последовательной отработки всего пласта с поддержанием высокой проницаемости с возможностью контроля и регулирования фронта горения.An object of the present invention is to enhance oil recovery, i.e. the efficiency of the process of displacing highly viscous oils and bitumen, including by increasing the coverage of the formation with an exposure agent by sequential mining of the entire formation while maintaining high permeability with the ability to control and regulate the combustion front.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки месторождения высоковязкой нефти, включающем строительство нагнетательной скважины, добывающей горизонтальной скважины, направленной в сторону нагнетательной по продуктивному пласту, закачку теплоносителя или агента горения в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, согласно изобретению на расстоянии от горизонтальной добывающей скважины до 250 м строят вертикальные нагнетательные скважины либо выделяют существующие вертикальные скважины, которые используются для прогрева пласта и создания зоны перепада давления между горизонтальным участком добывающей скважины и вертикальной зажигательной скважины путем закачки теплоносителя и отбора продукции на начальной стадии разработки месторождения, последующего переноса закачки окислителя в вертикальные скважины, расположенные по направлению к устью горизонтальной добывающей скважины, и достижения температуры окисления высоковязкой нефти, в качестве зажигательной выбирают вертикальную скважину, ближайшую к забою добывающей горизонтальной скважины, инициируют горение в зажигательной скважине и ведут управляемый отбор продукции из вертикальных скважин и горизонтальной добывающей скважины, по мере продвижения фронта горения в сторону устья добывающей скважины закачку окислителя переводят последовательно в каждую последующую вертикальную скважину, а в предыдущую вертикальную скважину производят закачку газов горения и попутной воды, отобранной из добывающих скважин, в объеме, создающем область большего давления позади фронта горения для предотвращения его распространения вне зоны дренирования горизонтальной скважины и не приводящем к его затуханию. The problem is solved in that in the method of developing a highly viscous oil field, including the construction of an injection well, producing a horizontal well directed towards the injection well in the producing formation, pumping a coolant or a combustion agent into the injection well and selecting production of the formation from the producing well according to the invention at a distance from horizontal production wells to 250 m, vertical injection wells are built or existing vertical wells are distinguished, to Some of them are used to warm the formation and create a pressure differential zone between the horizontal section of the producing well and the vertical incendiary well by pumping coolant and selecting products at the initial stage of field development, then transferring the oxidizer injection to vertical wells located towards the mouth of the horizontal producing well, and achieving oxidation temperature of high-viscosity oil, a vertical well closest to the bottom is selected as incendiary horizontal well, initiate combustion in an incendiary well and conduct controlled selection of products from vertical wells and a horizontal production well, as the combustion front moves towards the mouth of the production well, the oxidizer injection is transferred sequentially to each subsequent vertical well, and gas is injected into the previous vertical well combustion and associated water taken from production wells in a volume creating a region of greater pressure behind the combustion front to prevent I spread it outside the drainage zone of a horizontal well and not leading to its attenuation.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке залежи высоковязкой нефти существующими способами не удается достичь высокой нефтеотдачи из-за малой площади охвата залежи воздействием. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задачу решают следующим образом.When developing a reservoir of high-viscosity oil by existing methods, it is not possible to achieve high oil recovery due to the small area covered by the reservoir by exposure. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits. The problem is solved as follows.
Для преодоления недостатков известных способов и повышения безопасности и увеличения продуктивности добычи высоковязкой нефти выполняют следующие операции.To overcome the disadvantages of the known methods and improve safety and increase the productivity of high-viscosity oil production, the following operations are performed.
На начальной стадии разработки залежи бурят либо выделяют существующие вертикальные скважины, расположенные относительно горизонтальной добывающей скважины на расстоянии до 250 метров.At the initial stage of development, deposits are drilled or existing vertical wells are located, which are located relative to the horizontal production well at a distance of up to 250 meters.
Выделяют вертикальные скважины, с помощью которых производят на начальной стадии прогрев пласта в районе горизонтального участка добывающей скважины для создания зоны перепада давления в районах горизонтального участка добывающей скважины и вертикальной зажигательной скважины, после чего производят закачку окислителя в вертикальную зажигательную скважину, расположенную вблизи забоя добывающей горизонтальной скважины, перенос закачки окислителя в сторону устья добывающей скважины последовательно в каждую последующую вертикальную скважину, а в предыдущую вертикальную скважину производят закачку газов горения и попутной водыVertical wells are distinguished, with the help of which the formation is heated at the initial stage in the region of the horizontal section of the producing well to create a pressure differential zone in the areas of the horizontal section of the producing well and vertical incendiary well, after which the oxidizer is injected into a vertical incendiary well located near the bottom of the producing horizontal wells, transfer of the oxidizer injection towards the mouth of the producing well sequentially in each subsequent vertical well, and combustion gases and associated water are injected into the previous vertical well
Производят закачку теплоносителя в добывающую горизонтальную скважину и ближайшие к ней вертикальные скважины для создания зоны перепада давления между горизонтальным участком добывающей скважины и вертикальной зажигательной скважины путем закачки теплоносителя и отбора продукции и достижения температуры окисления высоковязких нефтей или битумов.The coolant is injected into the producing horizontal well and the vertical wells closest to it to create a pressure differential zone between the horizontal section of the producing well and the vertical incendiary well by pumping the coolant and selecting products and reaching the oxidation temperature of high-viscosity oils or bitumen.
В вертикальной зажигательной скважине, расположенной вблизи забоя добывающей горизонтальной скважины, инициируют горение.In a vertical incendiary well located near the bottom of the producing horizontal well, combustion is initiated.
По мере продвижения фронта горения в сторону устья добывающей скважины закачку окислителя переводят последовательно в каждую последующую вертикальную скважину, а в предыдущую вертикальную скважину производят закачку газов горения и попутной воды, отобранной из добывающих скважин.As the combustion front moves towards the mouth of the producing well, the oxidant injection is transferred sequentially to each subsequent vertical well, and the combustion gases and associated water taken from the producing wells are injected into the previous vertical well.
Горизонтальную добывающую скважину проводят вблизи подошвы продуктивного пласта. Затем бурят новые или из существующих скважин выделяют близрасположенные вертикальные скважины, обустроенные необходимым термостойким оборудованием. Производят паротепловые обработки в вертикальных скважинах и горизонтальной скважине с целью раздренирования и повышения температуры в призабойной зоне.A horizontal production well is carried out near the bottom of the reservoir. Then, new ones are drilled or from the existing wells, nearby vertical wells are equipped with the necessary heat-resistant equipment. Steam and heat treatments are performed in vertical wells and a horizontal well in order to drain and increase the temperature in the bottomhole zone.
За счет увеличения площади прогрева пласта на начальной стадии способа, последовательного переноса очага горения в вертикальные скважины, контроля температуры горения и регулирования направления продвижения фронта горения и потока флюида (продукции пласта) создается равномерный охват пласта внутрипластовым горением, что, в конечном результате, ведет к повышению коэффициента извлечения нефти, снижению энергетических затрат и экологической нагрузки (решается вопрос утилизации газов горения и попутной воды).By increasing the heating area of the formation at the initial stage of the method, sequentially transferring the combustion focus to vertical wells, controlling the combustion temperature and controlling the direction of advancement of the combustion front and fluid flow (production of the formation), uniform coverage of the formation by in-situ combustion is created, which ultimately leads to increasing the oil recovery coefficient, reducing energy costs and environmental load (the issue of utilizing combustion gases and associated water is being addressed).
Пример конкретного выполненияConcrete example
На чертежах показана схема реализации способа разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения.The drawings show a diagram of a method for developing a highly viscous oil field using in-situ combustion.
На фигуре 1 показан продуктивный пласт в разрезе: вертикальные скважины 1, 2, 3, 4; горизонтальная добывающая скважина 5; продуктивный пласт 6; фронт горения 7.The figure 1 shows the reservoir in the context:
На фигуре 2 показан вид продуктивного пласта сверху: вертикальные скважины 1, 2, 3, 4; горизонтальная добывающая скважина 5; продуктивный пласт 6; фронт горения 7.The figure 2 shows a top view of the reservoir:
Разрабатывают участок на Мордово-Кармальском месторождении республики Татарстан. На Мордово-Кармальском месторождении с высоковязкой нефтью на глубине 90 м находятся неоднородные пласты толщиной 8-15 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, водонасыщенностью 0,34 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 0,365 мкм2, насыщенные нефтью, имеющей плотность 956 кг/м3 вязкость 10206 мПа·с.A site is being developed at the Mordovo-Karmal deposit of the Republic of Tatarstan. In the Mordovo-Karmal deposit with high-viscosity oil at a depth of 90 m, heterogeneous formations are 8-15 m thick with a temperature of 8 ° C, a pressure of 0.5 MPa, a water saturation of 0.34 units, a porosity of 30%, and a permeability of 0.365 μm 2 . saturated with oil having a density of 956 kg / m 3 viscosity 10206 MPa · s.
На участке бурят горизонтальную добывающую скважину 5 длиной 100 метров в области подошвы продуктивного пласта 6. Затем выделяют близрасположенные вертикальные скважины 1, 2, 3, 4 (оценочные, контрольные и т.п.), обустроенные необходимым термостойким оборудованием. Производят паротепловые обработки в вертикальных скважинах 1, 2, 3, 4 и горизонтальной скважине 5 с целью раздренирования и повышения температуры в призабойной зоне.A horizontal production well 5, 100 meters long, is drilled at the site in the area of the bottom of the
После достижения температуры окисления (температура окисления продукции составляет 90-110°С) в призабойной зоне скважины 1 и снижения вязкости в области горизонтального участка добывающей скважины 5 и в районах вертикальных скважин 2, 3, 4 инициируют горение в скважине 1 и начинают регулируемый отбор продукции из вертикальных скважин 2, 3, 4 и горизонтальной скважины 5.After reaching the oxidation temperature (the oxidation temperature of the product is 90-110 ° C) in the near-well zone of well 1 and reducing the viscosity in the region of the horizontal section of the producing well 5 and in the areas of
После того как фронт горения 7 приблизился к вертикальной скважине 2, закачку воздуха переводят в вертикальную скважину 2, а в вертикальную скважину 1 производят закачку газов горения и попутной воды, отобранной из добывающих скважин, в объеме, создающем область большего давления позади фронта горения для предотвращения его распространения вне зоны дренирования горизонтальной скважины 5 и не приводящем к его затуханию. Дополнительно решается задача переноса остающегося за фронтом горения тепла. Перенос закачки воздуха в вертикальные скважины 3, 4 идет последовательно с достижением фронта горения 7 следующей вертикальной скважины (например, от вертикальной скважины 1 к вертикальной скважине 2, после достижения фронта горения вертикальной скважины 2, от вертикальной скважины 2 в вертикальную скважину 3 и так по выделенным вертикальным скважинам до полной выработки продуктивного пласта 6 в районе горизонтального участка добывающей скважины 5).After the
Укрупненная экономическая оценка эффективности освоения запасов сверхвязких нефтей (СВН) и битумов на опытном участке с помощью технологии горения выполнена при условиях, что продуктом реализации является дорожный битум; налоги и отчисления для СВН рассчитаны в соответствии с НК РФ 2010 г. и законодательством РТ, в частности НДПИ и налог на имущество равны нулю; капитальные затраты на бурение и обустройство скважин и участка, а также эксплуатационные затраты, связанные с добычей СВН, соответствуют инвестиционным параметрам компании на 2010 г.; затраты на специальное оборудование (парогенераторы, компрессоры, установки сероочистки) определены экспертным путем.An enlarged economic assessment of the efficiency of the development of stocks of super-viscous oils (BHI) and bitumen in the pilot plot using combustion technology was carried out under the conditions that road bitumen is a sales product; taxes and deductions for STI are calculated in accordance with the Tax Code of the Russian Federation in 2010 and the legislation of the Republic of Tajikistan, in particular, mineral extraction tax and property tax are equal to zero; capital costs for drilling and equipping wells and a site, as well as operating costs associated with the production of oil and gas production, correspond to the investment parameters of the company for 2010; the costs of special equipment (steam generators, compressors, desulfurization plants) are determined by experts.
Для определения технологической и экономической эффективности внедряемой технологии за базу сравнения приняты утвержденные технологические документы.To determine the technological and economic efficiency of the implemented technology, approved technological documents were taken as a comparison base.
Экономический эффект от рекомендуемой технологии для предприятия заключается в получении положительного потока денежной наличности за срок проявления технологического эффекта с учетом фактора дисконтирования при сопоставлении потоков до и после проведения мероприятия, т.е. путем сопоставления эффективности базового и рекомендуемого вариантов.The economic effect of the recommended technology for the enterprise is to obtain a positive cash flow for the period of manifestation of the technological effect, taking into account the discount factor when comparing the flows before and after the event, i.e. by comparing the effectiveness of the base and recommended options.
Ожидаемый среднегодовой экономический эффект от внедрения технологии рассчитывается как отношение прироста дисконтированного потока наличности, полученной за расчетный период, к количеству лет в расчетном периоде.The expected average annual economic effect from the introduction of the technology is calculated as the ratio of the growth in the discounted cash flow received over the billing period to the number of years in the billing period.
Основные результаты технико-экономической оценки базового (вариант 1) и рекомендуемого (вариант 2) вариантов за расчетный период показаны в таблице 1.The main results of the technical and economic assessment of the basic (option 1) and recommended (option 2) options for the billing period are shown in table 1.
Из таблицы видно, что применение данной технологии позволит за расчетный период добыть дополнительно 43 тыс.т. СВН. При этом на 42 млн. руб. сократится потребность в инвестициях. Компания получит прирост чистой прибыли (56 млн. руб.) и потока наличности. Экономический эффект составит 72 млн. руб., ожидаемый среднегодовой экономический эффект будет равен 7,15 млн. руб. Дополнительные затраты окупаются в течение первого года внедрения.The table shows that the use of this technology will allow for the calculation period to produce an additional 43 thousand tons. IOS At the same time, by 42 million rubles. reduced need for investment. The company will receive an increase in net profit (56 million rubles) and cash flow. The economic effect will be 72 million rubles, the expected average annual economic effect will be 7.15 million rubles. Additional costs pay off during the first year of implementation.
Предложенный способ позволяет за счет увеличения площади прогрева пласта на начальной стадии способа, последовательного переноса очага горения в вертикальные скважины, контроля температуры горения и регулирования направления продвижения фронта горения и потока флюида (продукции пласта) создать равномерный охват пласта внутрипластовым горением, что, в конечном результате, ведет к повышению коэффициента извлечения нефти, снижению энергетических затрат и экологической нагрузки (решается вопрос утилизации газов горения и попутной воды).The proposed method allows, by increasing the heating area of the formation at the initial stage of the method, sequentially transferring the combustion focus to vertical wells, controlling the combustion temperature and controlling the direction of advancement of the combustion front and fluid flow (production of the formation), to create uniform coverage of the formation by in-situ combustion, which, in the end leads to an increase in the oil recovery coefficient, lower energy costs and environmental load (the issue of utilizing combustion gases and associated water is being addressed )
Данный способ совершенствования процесса разработки СВН может найти применение и при паротепловом воздействии на пласт. Способ реализуется в аналогичной последовательности, при этом в качестве основного рабочего агента используется пар или пар + растворитель, а в скважину позади фронта вытеснения ведут закачку попутной воды, которую при необходимости догревают.This method of improving the development process of IOS can be used for steam and thermal treatment of the formation. The method is implemented in a similar sequence, with steam or steam + solvent being used as the main working agent, and associated water is injected into the well behind the displacement front, which is heated if necessary.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010134304/03A RU2425968C1 (en) | 2010-08-18 | 2010-08-18 | Development method of high-viscous oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010134304/03A RU2425968C1 (en) | 2010-08-18 | 2010-08-18 | Development method of high-viscous oil deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2425968C1 true RU2425968C1 (en) | 2011-08-10 |
Family
ID=44754608
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010134304/03A RU2425968C1 (en) | 2010-08-18 | 2010-08-18 | Development method of high-viscous oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2425968C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2578140C1 (en) * | 2015-01-26 | 2016-03-20 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method for development of deposits of natural high-viscosity hydrocarbon fluids |
| RU2633887C1 (en) * | 2016-07-26 | 2017-10-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil or bitumen deposit with application of hydraulic fracturing |
| CN112257919A (en) * | 2020-10-19 | 2021-01-22 | 西安石油大学 | Gravity fire flooding effect prediction method by using vertical well sidetracking |
-
2010
- 2010-08-18 RU RU2010134304/03A patent/RU2425968C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2578140C1 (en) * | 2015-01-26 | 2016-03-20 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method for development of deposits of natural high-viscosity hydrocarbon fluids |
| RU2633887C1 (en) * | 2016-07-26 | 2017-10-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil or bitumen deposit with application of hydraulic fracturing |
| CN112257919A (en) * | 2020-10-19 | 2021-01-22 | 西安石油大学 | Gravity fire flooding effect prediction method by using vertical well sidetracking |
| CN112257919B (en) * | 2020-10-19 | 2023-07-25 | 西安石油大学 | Gravity fireflood effect prediction method by means of vertical well sidetracking |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2425969C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit | |
| RU2531963C1 (en) | Development of thick oil or bitumen deposits | |
| CA2740941C (en) | Process for solvent assisted in situ bitumen recovery startup | |
| US20060162923A1 (en) | Method for producing viscous hydrocarbon using incremental fracturing | |
| RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
| RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2399755C1 (en) | Development method of oil deposit by using thermal action on formation | |
| CN108026766A (en) | Mobile injection gravity drainage for heavy oil production | |
| RU2425968C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit | |
| RU2429346C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit with use of in-situ combustion | |
| RU2440489C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| Turta | In situ combustion | |
| CA3046523C (en) | System and method for sagd inter-well management and pseudo infill optimization scheme | |
| RU2434129C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposit | |
| RU2310744C1 (en) | Method for heavy and/or highly-viscous hydrocarbon production from underground deposit | |
| RU2643056C1 (en) | Method for development of pools of superheavy oil or natural bitumen | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2720725C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit | |
| RU2339808C1 (en) | Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit | |
| RU2529039C1 (en) | Method of hot well development of high-viscosity oil deposit by single-bed system | |
| RU2528310C1 (en) | Development method for oil deposit area | |
| RU2486335C1 (en) | Method of development for ultraviscous oil deposits with thermal influence | |
| RU2461705C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposit at thermal effect | |
| RU2438013C1 (en) | High-viscosity oil deposit development method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130819 |