RU2445452C1 - Development method of high-viscosity oil deposit and bitumens, and device for heat displacement of product from horizontal wells - Google Patents
Development method of high-viscosity oil deposit and bitumens, and device for heat displacement of product from horizontal wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2445452C1 RU2445452C1 RU2010136604/03A RU2010136604A RU2445452C1 RU 2445452 C1 RU2445452 C1 RU 2445452C1 RU 2010136604/03 A RU2010136604/03 A RU 2010136604/03A RU 2010136604 A RU2010136604 A RU 2010136604A RU 2445452 C1 RU2445452 C1 RU 2445452C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- casing
- string
- tubing
- horizontal
- packer
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений с применением тепла, преимущественно из коллекторов с тяжелой, высоковязкой или битумной нефтью.The invention relates to the development of oil fields using heat, mainly from reservoirs with heavy, high viscosity or bitumen oil.
Известен «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, отличающийся тем, что 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 well-known "Method for the development of a heavy oil or bitumen field using double-well horizontal wells" (RF patent No. 2340768, IPC 8 Е21В 43/24, published in bulletin No. 32 dated December 10, 2008), including the injection of coolant through a double-mouth horizontal injection well, warming up the productive formation with the creation of a steam chamber and selecting products through the two-mouth horizontal production well, characterized in that the heating of the productive formation is started by injecting steam into both wells, warming the inter-well zone of the formation, reducing the viscosity of oil or bitumen is formed, and the steam chamber is created by pumping coolant with the possibility of punching the latter to the upper part of the reservoir and increasing the size of the steam chamber during the production process, in which thermograms of the steam chamber are taken, the state of its heating for uniformity of heating and the presence of temperature peaks are analyzed, and taking into account the obtained thermograms, the steam chamber is uniformly heated by changing the direction of filtration and / or the modes of pumping the coolant and selecting products, while 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).
Известно также устройство для осуществления данного способа, включающее двухустьевые верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, причем нагнетательная скважина на устье оборудована парогенератором, а добывающая - снабжена погружным насосом, при этом обе скважины по всей длине снабжены кабелем с термодатчиками.A device for implementing this method is also known, including a double-wellhead injection and lower production wells with horizontal sections located one above the other, the injection well at the wellhead equipped with a steam generator, and the production well equipped with a submersible pump, while both wells are provided with a cable with thermal sensors.
Недостатками данного способа и устройства, с помощью которого осуществляется данный способ, являются:The disadvantages of this method and the device with which this method is implemented 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, большие материальные затраты, связанные с тем, что термодатчики на кабеле размещены по всей длине стволов двухустьевых скважин;- secondly, high material costs associated with the fact that the temperature sensors on the cable are placed along the entire length of the shafts of the double-well wells;
- в-третьих, для эффективного осуществления данного способа необходимо изменять объемы закачки и отбора, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).- thirdly, for the effective implementation of this method, it is necessary to change the volumes of injection and selection, while 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).
Наиболее близким по технической сущности является «Способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины» (патент RU №2067168, Е21В 43/24, опубл. 27.09.1996), заключающийся в том, что в пробуренную скважину устанавливают перфорированную обсадную колонну, цементируют затрубное пространство до горизонтального ствола, устанавливают в обсадную колонну насосно-компрессорные трубы, центрируют их в обсадной колонне с помощью пакера, по насосно-компрессорным трубам подают теплоноситель, а продукт транспортируют по кольцевому межтрубному пространству, отличающийся тем, что перфорацию обсадной колонны осуществляют по кольцевым образующим в оконечной части за пакером и в начале горизонтального участка непосредственно за зацементированным затрубным пространством, теплоноситель подают в оконечную часть обсадной колонны за пакер, а продукт отбирают через перфорацию обсадной колонны в начале горизонтального участка.The closest in technical essence is the "Method of thermal displacement of oil from a horizontal well" (patent RU No. 2067168, ЕВВ 43/24, publ. 09/27/1996), which consists in the fact that a perforated casing is installed in a drilled well, the annulus is cemented to horizontal bore, tubing is installed in the casing, they are centered in the casing using a packer, coolant is supplied through the tubing, and the product is transported through the annular annulus tvu, characterized in that the perforation of the casing is carried out along the annular generators in the end part behind the packer and at the beginning of the horizontal section directly behind the cemented annulus, the coolant is fed to the end part of the casing behind the packer, and the product is taken through the perforation of the casing at the beginning of the horizontal section .
Данный способ осуществляется устройством для теплового вытеснения продукции горизонтальной скважины, включающим спущенные в горизонтальную скважину, которая зацементирована до горизонтального участка, насосно-компрессорные трубы (НКТ), пакер, центрирующий изолирующий затрубное пространство НКТ в горизонтальном участке.This method is carried out by a device for the thermal displacement of horizontal well products, including lowered into a horizontal well, which is cemented to a horizontal section, tubing, a packer centering the tubular insulating annulus in a horizontal section.
Недостатками данного способа и устройства для его осуществления являются:The disadvantages of this method and device for its implementation are:
- во-первых, небольшая площадь прогрева продуктивного пласта, связанная с конструкцией горизонтальной скважины, и низкая эффективность прогрева, связанная с тем, что в большей степени прогревается только приствольная часть горизонтального участка;- firstly, a small heating area of the reservoir, associated with the design of a horizontal well, and low heating efficiency, due to the fact that only the near-barrel part of the horizontal section is heated to a greater extent;
- во-вторых, согласно конструкции устройства разогретая высоковязкая нефть или битум поднимаются по межтрубному пространству, откуда технологически затруднена откачка нефти, кроме того, скорость подъема разогретой нефти по межтрубному пространству гораздо ниже, чем по внутреннему пространству колонны НКТ, а это особенно важно, поскольку при подъеме происходит остывание разогретой высоковязкой нефти и битума.- secondly, according to the design of the device, heated, highly viscous oil or bitumen rises along the annulus, from where the pumping of oil is technologically difficult, in addition, the rate of rise of the heated oil through the annulus is much lower than the inside of the tubing string, and this is especially important because during the rise, the heating of highly viscous oil and bitumen cools.
Задачей изобретения является создание способа разработки залежи высоковязкой нефти или битума, позволяющего увеличить площадь охвата прогревом залежи и эффективности ее прогревания, а также создание устройства, позволяющего одновременно с закачкой теплоносителя, производить отбор разогретой высоковязкой нефти или битума по внутреннему пространству колонны НКТ с помощью насоса.The objective of the invention is to provide a method for developing a deposit of highly viscous oil or bitumen, which allows to increase the coverage area by heating the deposit and the efficiency of its heating, as well as to create a device that allows, at the same time as the coolant is injected, to select heated high viscosity oil or bitumen along the inner space of the tubing string using a pump.
Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти и битумов, включающим бурение скважины с горизонтальным стволом, спуск в скважину обсадной колонны с перфорированным участком в горизонтальном стволе, цементаж затрубного пространства до горизонтального ствола, установку в обсадной колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), центрирование их с изоляцией затрубного пространства пакером в горизонтальном стволе, закачку теплоносителя через оконечную часть обсадной колонны, а отбор через перфорацию обсадной колонны в начале горизонтального участка.The problem is solved by the method of developing deposits of highly viscous oil and bitumen, including drilling a well with a horizontal wellbore, lowering a casing with a perforated section in a horizontal wellbore, cementing the annulus to a horizontal well, installing tubing in the casing, centering them with isolation of the annulus by a packer in a horizontal wellbore, coolant injection through the end part of the casing, and selection through the perforation of the casing us at the beginning of the horizontal section.
Новым является то, что горизонтальный ствол бурят в виде двух параллельных начального и конечного участков, соединенных дугообразным участком, перед спуском НКТ в обсадную колонну спускают эксплуатационную колонну с выходными каналами, размещаемыми в конечном участке горизонтального ствола, входными каналами, размещаемыми в начальном участке горизонтального ствола, наружным пакером, размещенным между входными и выходными каналами изолирующим пространство между обсадной и эксплуатационной колоннами, и дополнительным пакером, изолирующим скважинное пространство выше горизонтального ствола, а после спуска НКТ, сообщенными с выходными каналами и предварительно оснащаемыми расположенными ближе к забою от сообщения с выходными каналами перегородкой и перепускным клапаном, пакер устанавливают между эксплуатационной колонной и НКТ и располагают между входными и выходными каналами эксплуатационной колонны, причем закачку теплоносителя осуществляют по межтрубному пространству между эксплуатационной колонной и НКТ через перепускной клапан, а отбор продукции - по НКТ.What is new is that the horizontal trunk is drilled in the form of two parallel initial and final sections connected by an arcuate section, before the tubing is lowered into the casing, the production string is lowered with output channels located in the final section of the horizontal shaft, input channels placed in the initial section of the horizontal shaft , an external packer located between the input and output channels isolating the space between the casing and production casing, and an additional packer, isolator the well is located above the horizontal wellbore, and after lowering the tubing connected to the output channels and pre-equipped with a baffle and a bypass valve located closer to the bottom of the communication with the output channels, the packer is installed between the production string and tubing and placed between the input and output channels of the production string, moreover, the coolant is pumped through the annulus between the production string and the tubing through the bypass valve, and the selection of products through the tubing.
Новым является также устройство для теплового вытеснения продукции из горизонтальных скважин, включающее спущенные в скважину с горизонтальным стволом, которая зацементирована до горизонтального ствола, насосно-компрессорные трубы (НКТ), пакер, центрирующий и изолирующий затрубное пространство НКТ в горизонтальном стволе.A new device is also a device for thermal displacement of products from horizontal wells, including pipes that have been lowered into a horizontal wellbore that is cemented to a horizontal wellbore, tubing, a packer that centers and insulates the annular space of the tubing in a horizontal wellbore.
Новым является то, что скважину, выполненную в виде двух параллельных начального и конечного участков, соединенных дугообразным участком, дополнительно оснащают эксплуатационной колонной, размещенной снаружи НКТ, с выходными каналами на конечном участке горизонтального ствола и входными - на начальном участке горизонтального ствола, а пакер установлен между эксплуатационной колонной и НКТ на дугообразном участке горизонтального ствола, причем эксплуатационная колонна снаружи между входными и выходными каналами оснащена наружным пакером, выполненным надувным и сообщенным с внутренним пространством эксплуатационной колонны со стороны устья от пакера, и дополнительным пакером, изолирующим скважинное пространство выше горизонтального ствола, причем входные каналы эксплуатационной колонны перепускными каналами сообщены с НКТ, а выходные - с межтрубным пространством через перепускной клапан, расположенный ближе к забою относительно перепускных каналов и состоящий из корпуса с внутренним полым патрубком, в котором выполнены радиальные каналы, разделенные перегородкой, причем радиальные каналы, размещенные от перегородки со стороны выходных каналов эксплуатационной колонны, перекрыты подпружиненным в сторону устья с кольцевым поршнем, выполненным с возможностью продольного ограниченного перемещения в корпусе со сжатием пружины и открытием этих радиальных каналов.New is that the well, made in the form of two parallel initial and final sections connected by an arcuate section, is additionally equipped with a production string located outside the tubing, with output channels on the final section of the horizontal well and input channels on the initial section of the horizontal well, and the packer is installed between the production string and tubing on the arcuate section of the horizontal trunk, and the production string from the outside between the input and output channels is equipped with an external pa An infer made by inflatable and connected with the inner space of the production string from the mouth of the packer and an additional packer isolating the borehole above the horizontal wellbore, the input channels of the production string bypass channels communicating with the tubing, and the output channels with annular space through the bypass valve located closer to the bottom relative to the bypass channels and consisting of a housing with an internal hollow pipe, in which radial channels are made, separated by a partition and, moreover, the radial channels located from the septum on the side of the output channels of the production string are closed by a spring piston spring-loaded towards the mouth with an annular piston that is capable of longitudinal limited movement in the housing with compression of the spring and the opening of these radial channels.
На фигурах 1 и 2 схематично изображен способ разработки залежи высоковязкой нефти и битумов и устройство для теплового вытеснения продукции из горизонтальных скважин.In figures 1 and 2 schematically shows a method of developing deposits of highly viscous oil and bitumen and a device for thermal displacement of products from horizontal wells.
На фигуре 3 в продольном разрезе изображен предлагаемый перепускной клапан.The figure 3 in longitudinal section shows the proposed bypass valve.
Предложенный способ осуществляется следующим образом.The proposed method is as follows.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битумов включает бурение скважины 1 (см. фиг.1) с горизонтальным стволом 2 в виде двух параллельных начального 3 и конечного 4 участков, соединенных дугообразным участком 5.A method for developing a highly viscous oil and bitumen deposit involves drilling a well 1 (see FIG. 1) with a horizontal wellbore 2 in the form of two parallel initial 3 and final 4 sections connected by an
В скважину 1 спускают обсадную колонну 6 с перфорированными участками 7 и 7' в горизонтальном стволе 2, производят цементаж затрубного пространства 8 до горизонтального ствола 2.Casing 6 is lowered into the well 1 with
В обсадную колонну 5 скважины 1 спускают эксплуатационную колонну 9 с выходными каналами 10, размещаемыми в конечном участке 4 горизонтального ствола 2 и входными каналами 11, размещаемыми в начальном участке 3 горизонтального ствола 2.
Между входными 10 и выходными 11 каналами эксплуатационная колонна 9 оснащена наружным пакером 12, изолирующим пространство между обсадной 6 и эксплуатационной 9 колоннами, а также дополнительным пакером 13, изолирующим скважинное пространство 14 выше горизонтального ствола 1.Between the
Далее в эксплуатационную колонну 9 спускают колонну НКТ 15 так, что после спуска нижний конец 16 колонны НКТ 15 сообщается у забоя 17 скважины 1 с выходными каналами 10 эксплуатационной колонны 9, которые в свою очередь сообщаются с перфорированным участком 7'. Также у забоя 17 колонна НКТ 5 предварительно оснащается перепускным клапаном 18 и перегородкой 19.Next, the
Пакер 20 устанавливают ближе к забою 17 с клапаном 18 между эксплуатационной колонной 9 и НКТ 15 и располагают между входными 11 и выходными каналами 10 эксплуатационной колонны 9.The
Колонну НКТ оснащают насосом 21 любой известной конструкции, например винтовым.The tubing string is equipped with a pump 21 of any known design, for example a screw.
Производят закачку теплоносителя (см. фиг.1), например пара, при температуре 220°С по межтрубному пространству 22 между эксплуатационной колонной 9 и НКТ 15 через перепускной клапан 18, который открывается при гидравлическом давлении на него, например при давлении закачиваемого теплоносителя Р=3 МПа. Далее через открывшийся перепускной клапан 18 теплоноситель попадает во внутреннее пространство 23 колонны НКТ 5 за перепускным клапаном 18, по которому достигает нижнего конца 16 колонны НКТ 15, где сообщается с выходными каналами 10 эксплуатационной колонны 9, которые в свою очередь сообщаются с перфорированным участком 7' обсадной колонны 6. Далее теплоноситель через перфорированный участок 7' обсадной колонны 6 попадает в продуктивный пласт, где образует паровую камеру (на фиг. не показано).The coolant is injected (see Fig. 1), for example, steam, at a temperature of 220 ° C along the
В процессе закачки теплоносителя поддерживают расчетный температурный режим закачки теплоносителя (например, 220°С и давление закачиваемого теплоносителя Р=5 МПа) таким образом, чтобы пар, образующий паровую камеру, эффективно разогревал продуктивный пласт и не конденсировался в воду.During the coolant injection, the calculated temperature regime of the coolant injection (for example, 220 ° C and the pressure of the injected coolant P = 5 MPa) is maintained in such a way that the steam forming the vapor chamber effectively heats the reservoir and does not condense into water.
По мере закачки теплоносителя происходит прогревание высоковязкой нефти и битума, которые разжижаются, то есть снижается вязкость, и в прогретом состоянии высоковязкая нефть и битум поступают через перфорированный участок 7 обсадной колонны 6 в скважинное пространство 14 между обсадной 6 и эксплуатационной 9 колоннами.As the coolant is injected, high-viscosity oil and bitumen are heated, which are liquefied, that is, the viscosity decreases, and when heated, the high-viscosity oil and bitumen enter through the
Из скважинного пространства 24 высоковязкая нефть и битум в прогретом состоянии сквозь перепускные каналы 24 попадают внутрь колонны НКТ 15, откуда попадают на прием насоса 21, который производит отбор прогретой высоковязкой нефти и битума на поверхность.From the
Устройство для теплового вытеснения продукции из горизонтальных скважин, например горизонтальной скважины 1 (см. фиг.1) с горизонтальным стволом 2, выполнено в виде двух параллельных начального 3 и конечного 4 участков, соединенных дугообразным участком 5, выполненным, например, с радиусом R=50-60 м.A device for thermal displacement of products from horizontal wells, for example, horizontal well 1 (see Fig. 1) with horizontal wellbore 2, is made in the form of two parallel initial 3 and final 4 sections connected by an
В скважину 1 спущена обсадная колонна 6 с перфорированным участком 7, которая зацементирована в затрубном пространстве 8 до горизонтального ствола 2.A casing 6 with a
Скважину 1 дополнительно оснащают эксплуатационной колонной 9 с выходными каналами 10 на конечном участке 4 горизонтального ствола 2 и входными 11 - на начальном участке 3 горизонтального ствола 2Well 1 is additionally equipped with
Снаружи эксплуатационная колонна 9 между своими входными 11 и выходными 10 каналами оснащена наружным пакером 12, выполненным надувным и сообщенным с внутренним пространством эксплуатационной колонны 9 со стороны устья, а также дополнительным пакером 13, изолирующим скважинное пространство 14 выше горизонтального ствола 2.Outside the
Выходные каналы 10 эксплуатационной колонны 9 сообщены с межтрубным пространством 22 через перепускной клапан 18.The
Перепускной клапан 18 (см. фиг.3) состоит из корпуса 26 с внутренним полым патрубком 27, в котором выполнены радиальные каналы 28, соединенные с НКТ 15 и разделенные перегородкой 19, причем радиальные каналы 28 размещены от перегородки 19 со стороны выходных каналов 10 эксплуатационной колонны 9 и перекрыты поджатым пружиной 29 в сторону устья с кольцевым поршнем 30, выполненным с возможностью продольного ограниченного перемещения в корпусе 26 со сжатием пружины 29 и открытием этих радиальных каналов 28.The bypass valve 18 (see figure 3) consists of a housing 26 with an internal
Между эксплуатационной колонной 9 и НКТ 15 (см. фиг.1) на дугообразном участке 5 горизонтального ствола 2 установлен пакер 20, центрирующий и изолирующий затрубное пространство НКТ 15 в горизонтальном стволе 2, причем входные каналы 11 эксплуатационной колонны 9 перепускными каналами 24 сообщены с внутренним пространством колонны НКТ 15.Between the
Перепускной клапан 18 расположен ближе к забою 17 относительно перепускных каналов 25. Колонну НКТ 15 оснащают насосом 21 любой известной конструкции, например винтовым.The
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Закачку теплоносителя (см. фиг.1), например пара, при температуре 220°С, осуществляют с помощью парогенератора (на фиг.1 и 2 не показано), установленного на устье скважины 1 по межтрубному пространству 22 между эксплуатационной колонной 9 и НКТ 15.The coolant is injected (see Fig. 1), for example, steam, at a temperature of 220 ° C, is carried out using a steam generator (not shown in Figs. 1 and 2) installed at the wellhead 1 through the
Теплоноситель, достигнув перепускного клапана 18 под действием гидравлического давления, оказывает воздействие на подпружиненный пружиной 28 в сторону устья кольцевой поршень 30, который под действием гидравлического давления теплоносителя ограниченно продольно перемещается, сжимая пружину 29, при этом открываются радиальные каналы 28 и теплоноситель попадает во внутреннее пространство 23 колонны НКТ 15 за перепускным клапаном 18, по которому достигает нижнего конца 16 колонны НКТ 15, где сообщается с выходными каналами 10 эксплуатационной колонны 9, которые в свою очередь сообщаются с перфорированным участком 7' обсадной колонны 6. Далее теплоноситель через перфорированный участок 7' обсадной колонны 6 попадает в продуктивный пласт, где образует паровую камеру (на фиг. не показано).When the coolant reaches the
В процессе закачки теплоносителя поддерживают расчетный температурный режим закачки теплоносителя (например, 220°С и давление закачиваемого теплоносителя Р=5 МПа) таким образом, чтобы пар, образующий паровую камеру, эффективно разогревал продуктивный пласт и не конденсировался в воду.During the coolant injection, the calculated temperature regime of the coolant injection (for example, 220 ° C and the pressure of the injected coolant P = 5 MPa) is maintained in such a way that the steam forming the vapor chamber effectively heats the reservoir and does not condense into water.
По мере закачки теплоносителя происходит прогревание высоковязкой нефти и битума, которые разжижаются, то есть снижается вязкость и в прогретом состоянии высоковязкая нефть или битум поступают через перфорированный участок 7 обсадной колонны 6 в скважинное пространство 14 между обсадной 6 и эксплуатационной 9 колоннами.As the coolant is injected, high-viscosity oil and bitumen are heated, which are liquefied, that is, the viscosity decreases and, when warmed up, the high-viscosity oil or bitumen enters through the
Из скважинного пространства 14 высоковязкая нефть и битум в прогретом состоянии сквозь перепускные каналы 24 попадают внутрь колонны НКТ 15, откуда поступают на прием насоса 21, который производит отбор прогретой высоковязкой нефти и битума на поверхность.From the
Предложенный способ позволяет сократить время на прогрев залежи высоковязкой нефти или битума, а также увеличить площадь охвата прогревом и эффективность прогревания залежи за счет того, что горизонтальный ствол скважины выполнен в виде двух параллельных начального и конечного участков, соединенных дугообразным участком, а наличие технологического клапана, включенного в состав устройства, позволяет отбирать разогретую высоковязкую нефть и битум насосом по колонне НКТ.The proposed method allows to reduce the time for heating a deposit of highly viscous oil or bitumen, as well as to increase the coverage area by heating and the efficiency of heating the reservoir due to the fact that the horizontal wellbore is made in the form of two parallel initial and final sections connected by an arcuate section, and the presence of a process valve included in the device, allows you to select the heated high-viscosity oil and bitumen with a pump through the tubing string.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010136604/03A RU2445452C1 (en) | 2010-08-31 | 2010-08-31 | Development method of high-viscosity oil deposit and bitumens, and device for heat displacement of product from horizontal wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010136604/03A RU2445452C1 (en) | 2010-08-31 | 2010-08-31 | Development method of high-viscosity oil deposit and bitumens, and device for heat displacement of product from horizontal wells |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2445452C1 true RU2445452C1 (en) | 2012-03-20 |
Family
ID=46030168
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010136604/03A RU2445452C1 (en) | 2010-08-31 | 2010-08-31 | Development method of high-viscosity oil deposit and bitumens, and device for heat displacement of product from horizontal wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2445452C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107060711A (en) * | 2017-01-19 | 2017-08-18 | 郭立波 | A kind of horizontal well sectional steam injection pipe column |
Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3802508A (en) * | 1969-12-29 | 1974-04-09 | Marathon Oil Co | In situ recovery of oil from tar sands using water-external micellar dispersions |
US4434849A (en) * | 1978-09-07 | 1984-03-06 | Heavy Oil Process, Inc. | Method and apparatus for recovering high viscosity oils |
RU2067168C1 (en) * | 1994-01-05 | 1996-09-27 | Государственное научно-производственное предприятие "Пилот" | Method for heat displacement of oil from horizontal well |
RU2211318C2 (en) * | 2000-11-21 | 2003-08-27 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова" | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation |
RU2285116C2 (en) * | 2004-08-25 | 2006-10-10 | Анис Тагарович Тимашев | Method for extracting deposits of bitumen and highly viscous oil and complex system of equipment for realization of said method |
RU2289685C1 (en) * | 2005-06-01 | 2006-12-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть) | Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen |
RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
RU2363839C1 (en) * | 2008-02-13 | 2009-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of high viscous oil deposits |
RU2398104C2 (en) * | 2008-08-07 | 2010-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефтепром-Зюзеевнефть" | Method for development of high-viscosity oil deposits |
-
2010
- 2010-08-31 RU RU2010136604/03A patent/RU2445452C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3802508A (en) * | 1969-12-29 | 1974-04-09 | Marathon Oil Co | In situ recovery of oil from tar sands using water-external micellar dispersions |
US4434849A (en) * | 1978-09-07 | 1984-03-06 | Heavy Oil Process, Inc. | Method and apparatus for recovering high viscosity oils |
RU2067168C1 (en) * | 1994-01-05 | 1996-09-27 | Государственное научно-производственное предприятие "Пилот" | Method for heat displacement of oil from horizontal well |
RU2211318C2 (en) * | 2000-11-21 | 2003-08-27 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова" | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation |
RU2285116C2 (en) * | 2004-08-25 | 2006-10-10 | Анис Тагарович Тимашев | Method for extracting deposits of bitumen and highly viscous oil and complex system of equipment for realization of said method |
RU2289685C1 (en) * | 2005-06-01 | 2006-12-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть) | Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen |
RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
RU2363839C1 (en) * | 2008-02-13 | 2009-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of high viscous oil deposits |
RU2398104C2 (en) * | 2008-08-07 | 2010-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефтепром-Зюзеевнефть" | Method for development of high-viscosity oil deposits |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107060711A (en) * | 2017-01-19 | 2017-08-18 | 郭立波 | A kind of horizontal well sectional steam injection pipe column |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6039121A (en) | Enhanced lift method and apparatus for the production of hydrocarbons | |
RU2442883C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil reserves | |
RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
RU2582529C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
RU2335625C1 (en) | Facility for operating of well | |
RU2434127C1 (en) | Procedure for development of heavy oil or bitumen deposit | |
RU103845U1 (en) | DEVICE FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OIL OR BITUMEN | |
RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
RU2413068C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
RU2527984C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
RU2398104C2 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposits | |
RU2339807C1 (en) | Method of extraction of heavy and high viscous hydrocarbons from undeground deposits | |
RU2445452C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit and bitumens, and device for heat displacement of product from horizontal wells | |
RU2412343C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production | |
RU2395677C1 (en) | Thermal stimulator for heavy and bituminous oil reservoir | |
RU2595032C1 (en) | Downhole pump unit for production of bituminous oil | |
RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
RU2483204C1 (en) | Device for development of deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
RU2693055C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
RU2690586C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
RU2405929C1 (en) | Method for development of reservoir of high-viscous oil | |
RU2474680C1 (en) | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit using two-head horizontal wells | |
RU2505668C1 (en) | Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells | |
RU2516077C1 (en) | Method for construction and operation of vertical well for steam assisted gravity drainage 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: 20170901 |