RU2455473C2 - Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit - Google Patents

Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit Download PDF

Info

Publication number
RU2455473C2
RU2455473C2 RU2010140778/03A RU2010140778A RU2455473C2 RU 2455473 C2 RU2455473 C2 RU 2455473C2 RU 2010140778/03 A RU2010140778/03 A RU 2010140778/03A RU 2010140778 A RU2010140778 A RU 2010140778A RU 2455473 C2 RU2455473 C2 RU 2455473C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
formation
interval
injection
well
temperature
Prior art date
Application number
RU2010140778/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2010140778A (en
Inventor
Раис Салихович Хисамов (RU)
Раис Салихович Хисамов
Ильшат Мухаметович Бакиров (RU)
Ильшат Мухаметович Бакиров
Марат Инкилапович Амерханов (RU)
Марат Инкилапович Амерханов
Александр Иванович Арзамасцев (RU)
Александр Иванович Арзамасцев
Лилия Рафагатовна Оснос (RU)
Лилия Рафагатовна Оснос
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2010140778/03A priority Critical patent/RU2455473C2/en
Publication of RU2010140778A publication Critical patent/RU2010140778A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2455473C2 publication Critical patent/RU2455473C2/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil and gas production.
SUBSTANCE: method of development of high-viscosity oil and bitumen deposit that includes opening of upper and lower well interval within the formation, well separation between opening intervals, cycling injection of operating agent in a form of a steam into the formation through the upper opening interval and product extraction through the lower opening interval, the distance between opening intervals not less than 5 m, the product is extracted from formation constantly. The pumping of operating agent is stopped at product temperature increase that is extracted from the lower interval to the temperature equal to 70-90% of operating agent break-out temperature and injection of operating agent is resumed at reduction of product temperature extracted from the lower interval to the temperature equal to 50-70% of operating agent break-out temperature defined on the basis of physical properties of formation and the distance between opening intervals. After steam chamber formation within upper opening interval the well is switched to injection one.
EFFECT: obtaining product flow rate at development early stage, cheapening due to more economic and oriented use of formation heating and extracted product, improvement of conditions for steam chamber creation.
2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежи высоковязких нефтей и битумов.The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for developing deposits of high viscosity oils and bitumen.

Известен способ добычи высоковязкой нефти. В обсадную колонну скважины спускают две колонны насосно-компрессорных труб, причем первую до начала, а вторую через первую до конца интервала перфорации, и подают по ней теплоноситель, а в пространство между обсадной и первой колоннами насосно-компрессорных труб подают газ. Продукцию поднимают по пространству между колоннами насосно-компрессорных труб. После обеспечения заданной приемистости подъем продукции прекращают. Закачку теплоносителя продолжают до расчетной величины. При этом подачу газа продолжают, заполняют им пространство между колоннами насосно-компрессорных труб и поддерживают в таком состоянии. Затем скважину останавливают на термокапиллярную пропитку до начала интенсивного снижения подвижности флюида в призабойной зоне. Сбрасывают давление в скважине. Отбирают поступающую в нее продукцию до уменьшения дебита, полученного на естественном режиме работы пласта. Цикл закачки теплоносителя и отбора продукции повторяют до создания с добывающей скважиной зоны с подвижным флюидом, после чего скважину переводят в нагнетательную, а отбор продукции осуществляют через добывающую скважину. Отбор продукции из скважины производят свабированием или подачей газа в межтрубные пространства. Добывающую скважину до создания зоны с подвижным флюидом эксплуатируют аналогичным способом, после чего переводят в добывающую (патент РФ №2206728, кл. Е21В 43/24, опубл. 2003.06.20).A known method of producing high viscosity oil. Two tubing strings are lowered into the casing of the well, the first before the start and the second through the first to the end of the perforation interval, and coolant is supplied through it, and gas is supplied into the space between the casing and the first strings of the tubing. The products are raised in the space between the columns of the tubing. After ensuring the given injectivity, the rise in production is stopped. The coolant injection is continued to the calculated value. In this case, the gas supply is continued, they fill the space between the columns of the tubing and support in this state. Then the well is stopped for thermocapillary impregnation until the intensive decrease in fluid mobility in the near-well zone begins. Relieve pressure in the well. The products entering it are selected to reduce the flow rate obtained in the natural mode of the formation. The cycle of coolant injection and product selection is repeated until a zone with mobile fluid is created with the producing well, after which the well is transferred to the injection, and the selection of products is carried out through the producing well. The selection of products from the well is done by swabbing or supplying gas to the annular spaces. The producing well before the creation of the zone with the moving fluid is operated in a similar way, and then transferred to the producing (RF patent No. 2206728, CL ЕВВ 43/24, publ. 2003.06.20).

Известный способ позволяет отобрать нефть из залежи на относительно небольшом расстоянии от скважины. При этом верхняя часть залежи остается практически не охваченной воздействием. Способ сложен, требует применения нескольких рабочих агентов, включая газ. Применение газа как наиболее легкого и подвижного рабочего агента создает предпосылки для создания в продуктивном пласте каналов (языков) прохождения рабочего агента и разогретой нефти, образования застойных невырабатываемых зон, что снижает нефтеотдачу залежи.The known method allows you to select oil from the reservoir at a relatively small distance from the well. In this case, the upper part of the reservoir remains practically unaffected by the impact. The method is complex, requires the use of several working agents, including gas. The use of gas as the lightest and most mobile working agent creates the prerequisites for creating channels (languages) for the passage of the working agent and heated oil in the reservoir, and the formation of stagnant undeveloped zones, which reduces the oil recovery of the reservoir.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2274742, МПК Е21В 43/24, опубл. от 20.04.2006), включающий спуск в скважину двух колонн насосно-компрессорных труб на разные глубины в интервал продуктивного пласта, закачку рабочего агента по первой колонне насосно-компрессорных труб и отбор продукции по второй колонне насосно-компрессорных труб. Интервал продуктивного пласта перфорируют в верхней и нижней частях, в скважину спускают две параллельные колонны насосно-компрессорных труб с одним пакером, конец первой колонны насосно-компрессорных труб размещают напротив верхней части продуктивного пласта, конец второй колонны насосно-компрессорных труб с пакером размещают напротив нижней части продуктивного пласта, пакер устанавливают в интервале между перфорацией верхней и нижней частей продуктивного пласта, в качестве рабочего агента используют оторочки пара и углеводородного растворителя, закачку рабочего агента и отбор продукции производят циклически: закачивают рабочий агент по первой колонне насосно-компрессорных труб в верхнюю часть продуктивного пласта при закрытой второй колонне насосно-компрессорных труб и отсутствии отбора продукции, отбирают продукцию по второй колонне насосно-компрессорных труб из нижней части продуктивного пласта при закрытой первой колонне насосно-компрессорных труб и отсутствии закачки рабочего агента, циклы закачки и отбора повторяют.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing a highly viscous oil deposit (RF patent No. 2274742, IPC ЕВВ 43/24, published on 04/20/2006), including the descent into the well of two columns of tubing to different depths in the interval of productive formation, injection of the working agent along the first column of tubing and product selection for the second column of tubing. The interval of the reservoir is perforated in the upper and lower parts, two parallel tubing strings with one packer are lowered into the well, the end of the first tubing string is opposite the top of the reservoir, the end of the second tubing string with the packer is opposite the bottom parts of the reservoir, the packer is installed in the interval between perforation of the upper and lower parts of the reservoir, steam rims and hydrocarbon are used as the working agent solvent, the working agent is injected and the products are selected cyclically: the working agent is pumped through the first column of tubing to the top of the reservoir with the second tubing string closed and there is no sampling, the products are taken from the second tubing string from the lower part of the reservoir with the closed first column of tubing and the absence of injection of the working agent, the injection and selection cycles are repeated.

Недостатками способа являются невозможность определения направления теплоэнергии, а также неполная выработка пластовой продукции, так как направление разогрева не регулируется наличием зоны пониженного пластового давления, и, как следствие, лишние затраты тепловой энергии, при этом закачка рабочего агента проводится по отдельным колоннам труб, исключая прогрев поднимаемой продукции пласта во время закачки.The disadvantages of the method are the impossibility of determining the direction of heat energy, as well as the incomplete production of formation products, since the direction of heating is not regulated by the presence of a zone of low formation pressure, and, as a result, the excess cost of thermal energy, while the working agent is pumped through separate pipe columns, excluding heating lifted reservoir products during injection.

Техническими задачами являются получение дебита продукции на ранней стадии разработки, удешевление проекта за счет более рентабельного и направленного использования прогрева пласта и поднимаемой продукции, особенно на начальном этапе.The technical tasks are to obtain a production rate at an early stage of development, to reduce the cost of the project due to a more cost-effective and directed use of heating the formation and the products to be raised, especially at the initial stage.

Техническая задача решается способом, включающим вскрытие верхнего и нижнего интервалов скважины в пределах пласта, разобщение скважины между интервалами вскрытия, циклическая закачка рабочего агента в виде пара в пласт через верхний интервал вскрытия и отбор продукции пласта через нижний интервал вскрытия.The technical problem is solved by a method including opening the upper and lower intervals of the well within the formation, separating the well between the opening intervals, cyclic injection of the working agent in the form of steam into the formation through the upper opening interval and selecting production of the formation through the lower opening interval.

Новым является то, что расстояние между интервалами вскрытия не менее 5 м, а отбор продукции пласта ведут постоянно, при этом закачку рабочего агента прекращают при повышении температуры продукции пласта, отбираемой из нижнего интервала, до температуры, равной 70-90% от температуры прорыва рабочего агента, а возобновляют закачку рабочего агента при снижении температуры продукции пласта, отбираемой из нижнего интервала, до температуры, равной 50-70% от температуры прорыва рабочего агента, определяемой из физических свойств пласта и расстояния между интервалами вскрытия, после образования паровой камеры в пределах верхнего интервала вскрытия скважину переводят в нагнетательную.What is new is that the distance between the opening intervals is not less than 5 m, and the formation production is continuously selected, while the injection of the working agent is stopped when the temperature of the formation production taken from the lower interval increases to a temperature of 70-90% of the breakthrough temperature of the worker agent, and resume the injection of the working agent while lowering the temperature of the production of the formation taken from the lower interval to a temperature equal to 50-70% of the breakthrough temperature of the working agent, determined from the physical properties of the formation and the distance between the opening intervals, after the formation of the steam chamber within the upper opening interval, the well is transferred to the injection.

На фиг.1 представлен способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов.Figure 1 presents a method of developing deposits of high viscosity oils and bitumen.

На фиг.2 представлен суточный дебит продукции по предлагаемому способу.Figure 2 presents the daily production rate of the proposed method.

Способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов осуществляется следующим способом.The method of developing deposits of high viscosity oils and bitumen is carried out in the following way.

В продуктивном пласте 1 (фиг.1) строят вертикальную скважину 2 так, чтобы забой вертикальной скважины 2 находился в подошве продуктивного пласта 1 для большего охвата по толщине пласта. Вертикальную скважину 2 перфорируют в двух интервалах вскрытия верхнем 3 и нижнем 4 в пределах продуктивного пласта 1. Расстояние между интервалами вскрытия 3 и 4 должно быть не менее 5 м во избежание быстрого прорыва перегретого пара. В скважину 2 спускают колонну 5 меньшего диаметра. Межтрубное пространство между стенками скважины 2 и колонной 5 изолируют пакером 6 для предотвращения связи между ними. Колонну 5 оснащают насосом 7 для отбора добываемой продукции из подпакерного пространства 8. Через верхний интервал вскрытия 3 будет осуществляться закачка рабочего агента, например, перегретого пара температурой 180-260°С, по затрубью колонны 5. Через нижний интервал вскрытия 4 из подпакерного пространства 8 насосом 7 будет осуществляться отбор добываемой продукции по колонне 5. При закачке пара определяется температура продукции, добываемой из пласта по колонне 5, соответствующей прорыву теплоносителя из верхнего интервала вскрытия 3 в нижний 4, что регистрируется резким снижением давления закачки пара в верхний интервал вскрытия 3. После чего закачку пара прекращают. При снижении температуры добываемой продукции по колонне 5 до 40-50% от температуры прорыва пара, определяемой физическими свойствами пласта из расстояния между интервалами вскрытия 3 и 4 в лабораторных условиях при анализе кернов из данного пласта (при расстоянии между интервалами вскрытия 3 и 4, равном 10 м, температура прорыва теплоносителя составила 110°С), закачку пара возобновляют.In the reservoir 1 (FIG. 1), a vertical well 2 is constructed so that the bottom of the vertical well 2 is at the bottom of the reservoir 1 for greater coverage over the thickness of the reservoir. The vertical well 2 is perforated in two opening intervals of the upper 3 and lower 4 within the reservoir 1. The distance between the opening intervals 3 and 4 should be at least 5 m in order to avoid the rapid breakthrough of superheated steam. A smaller diameter column 5 is lowered into the well 2. The annular space between the walls of the borehole 2 and the column 5 is isolated by the packer 6 to prevent communication between them. Column 5 is equipped with a pump 7 for sampling the extracted products from the under-packer space 8. Through the upper opening interval 3, a working agent will be pumped, for example, superheated steam at a temperature of 180-260 ° C, through the annulus of the column 5. Through the lower opening interval 4 from the under-packer space 8 pump 7 will select the produced products by column 5. When injecting steam, the temperature of the products produced from the formation by column 5 is determined, which corresponds to the breakthrough of the coolant from the upper opening interval 3 to the lower d 4, which is recorded by a sharp decrease in steam injection pressure in the upper opening interval 3. After that, the steam injection is stopped. When the temperature of the produced products in the column 5 is reduced to 40-50% of the steam breakthrough temperature determined by the physical properties of the formation from the distance between the opening intervals 3 and 4 in laboratory conditions when analyzing cores from this formation (when the distance between the opening intervals 3 and 4 is equal to 10 m, the temperature of the breakthrough of the coolant was 110 ° C), steam injection is resumed.

Впоследствии ведется мониторинг температуры продукции, поднимаемой по колонне 5, и при достижении ее 70-90% от температуры прорыва пара, закачка пара прекращается до тех пор, пока температура продукции не упадет до 50-60% от температуры прорыва пара, определяемой в лабораторных условиях. Таким образом, процесс переходит в циклическую закачку теплоносителя для его экономии и одновременно поддержания суточного дебита.Subsequently, the temperature of the product raised by the column 5 is monitored, and when it reaches 70-90% of the steam breakthrough temperature, the steam injection stops until the product temperature drops to 50-60% of the steam breakthrough temperature determined in the laboratory . Thus, the process goes into the cyclic injection of the coolant to save it and at the same time maintain the daily flow rate.

Перегретый пар, находящийся в стволе скважины 2, за счет своей энергии прогревает колонну 5 вместе с продукцией пласта 1, уменьшая вязкость продукции, тем самым обеспечив еще более легкий подъем ее на поверхность, чем экономится энергия, затрачиваемая на это, что особенно актуально при начале эксплуатации скважины 2, когда продукция пласта 1 еще не прогрета.Superheated steam located in the wellbore 2, due to its energy, heats the column 5 together with the products of the formation 1, reducing the viscosity of the products, thereby providing an even easier rise to the surface than the energy spent on it, which is especially important at the beginning operation of the well 2, when the products of the formation 1 is not yet warmed up.

При использовании способа в скважинах 2 глубиной более 200 м снаружи колонны 5 располагают дополнительную колонну 9 с пакером 10 (показаны на фиг.1 условно), располагаемым выше верхнего интервала вскрытия 3 для исключения при закачке потерь тепла, затрачиваемых на прогрев стенок скважины, и уменьшения объема пара, необходимого для нагнетания в пласт 1 по скважине 2. В данном случае сначала устанавливается проходной пакер 6, потом спускается дополнительная колонна 9 с пакером 10, который устанавливается выше верхнего интервала вскрытия 3, после чего внутрь спускается колонна 5 с насосом 7 до герметичного входа колонны 5 в проходной пакер 6.When using the method, in wells 2 with a depth of more than 200 m, an additional column 9 with a packer 10 (conventionally shown in Fig. 1) located above the upper opening interval 3 is placed outside the column 5 to exclude heat losses spent on heating the walls of the well during injection the volume of steam required for injection into the formation 1 through the well 2. In this case, the packer 6 is installed first, then an additional column 9 with the packer 10 is launched, which is installed above the upper opening interval 3, after which about inside the column 5 descends with the pump 7 to the hermetic inlet of the column 5 into the through packer 6.

Так как отбор продукции ведется насосом 7 постоянно, то в районе нижнего интервала вскрытия 4 создается область постоянного пониженного пластового давления, что обеспечивает направление продукции пласта 1, нагреваемого паром из района верхнего интервала вскрытия 3 в сторону нижнего интервала вскрытия 4, обеспечивая первоочередной прогрев именно этой области, что значительно ускоряет время до промышленного использования продукции данного пласта 1.Since the selection of products is carried out continuously by the pump 7, a region of constant low reservoir pressure is created in the region of the lower opening interval 4, which ensures the direction of the production of the formation 1 heated by steam from the region of the upper opening interval 3 towards the lower opening interval 4, ensuring this areas, which significantly accelerates the time to industrial use of the products of this formation 1.

После выработки продукции пласта 1 вокруг скважины 2, что характеризуется обводнением продукции до 95-99% и сокращением времени нагнетания пара до отключения при циклической закачке в семь и более раз, скважину 2 переводят в нагнетательную под закачку пара после извлечения колонны 5 с насосом 7 и пакером 6 (при наличии также извлекают и дополнительную колонну 9 с пакером 10), так как в кровельной части пласта 1 при этом вокруг скважины 2 образуется полость (на фиг.1 не показана), свободная от продукции и пригодная для создания паровой камеры, которую поддерживают. При этом пласт 1 значительно прогреется, а паровая камера будет поддерживать давление для вытеснения продукции пласта 1 к нагнетательным скважинам (на фиг.1 не показаны), расположенным вокруг скважины 2.After the production of the formation 1 around the well 2, which is characterized by watering the product to 95-99% and a reduction in the time of steam injection before shutting down during cyclic injection by seven or more times, the well 2 is transferred to the injection one after steam extraction after removing the column 5 with pump 7 and packer 6 (if available, an additional column 9 with packer 10 is also removed, since a cavity is formed around the well 2 in the roofing part of the formation 1 (not shown in FIG. 1), free from production and suitable for creating a steam chamber, whichsupport. In this case, the formation 1 will warm up significantly, and the steam chamber will maintain pressure to displace the production of the formation 1 to injection wells (not shown in Fig. 1) located around the well 2.

Данный способ был осуществлен на одной из скважин Ашальчинского месторождения Республики Татарстан и смоделирован на базе практически полученных данных в программном комплексе, в котором существует модуль для расчета тепловых моделей, например, программный комплекс CMG.This method was carried out at one of the wells of the Ashalchinskoye field of the Republic of Tatarstan and modeled on the basis of practically obtained data in a software package in which there is a module for calculating thermal models, for example, the CMG software package.

В таблице приведены значения, которые соответствуют моделируемому объекту.The table shows the values that correspond to the simulated object.

ПараметрParameter ЗначениеValue Средняя глубина залегания, мAverage depth, m 81,081.0 Средняя общая толщина, мAverage total thickness, m 26,026.0 Коэффициент пористости, д.ед.The coefficient of porosity, units 0,320.32 Значение средней проницаемости по керну, мкм2 The value of the average permeability for core, μm 2 2,52.5 Значение начальной пластовой температуры, °СThe value of the initial reservoir temperature, ° C 8,08.0 Значение начального пластового давления, МПаThe value of the initial reservoir pressure, MPa 0,440.44 Коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях, мПа·сThe coefficient of dynamic viscosity of oil in reservoir conditions, MPa · s 14000,014000.0 Коэффициент плотности нефти в пластовых условиях, кг/м3 The density coefficient of oil in reservoir conditions, kg / m 3 965,0965.0 Коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях, мПа·сThe coefficient of dynamic viscosity of water in reservoir conditions, MPa · s 1,531,53

Давление нагнетания пара соответствует 1,7 МПа. Температура пара - 180°С, сухость пара - 0,8 д.ед.The vapor injection pressure corresponds to 1.7 MPa. Steam temperature - 180 ° С, steam dryness - 0.8 units

Полученные результаты по суточному дебиту нефти показаны на фиг.2.The results obtained on the daily oil production rate are shown in figure 2.

Применение данного метода за счет использования гарантированного потока продукции в пласте и его прогрева, а также прогрева поднимаемой продукции при закачке пара позволяет добывать продукцию на ранней стадии разработки (промышленная добыча продукции началась уже на 4 месяце после использования способа), в том числе с использованием старого фонда скважин, что значительно удешевляет проект и делает более рентабельным, особенно на начальном этапе разработки при добыче высоковязкой нефти и битума.The application of this method through the use of a guaranteed flow of products in the formation and its heating, as well as heating of the products to be raised during steam injection, allows to produce products at an early stage of development (industrial production of products began already 4 months after using the method), including using the old well stock, which significantly reduces the cost of the project and makes it more cost-effective, especially at the initial stage of development when producing highly viscous oil and bitumen.

Claims (1)

Способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов, включающий вскрытие верхнего и нижнего интервалов скважины в пределах пласта, разобщение скважины между интервалами вскрытия, циклическую закачку рабочего агента в виде пара в пласт через верхний интервал вскрытия и отбор продукции пласта через нижний интервал вскрытия, отличающийся тем, что расстояние между интервалами вскрытия не менее 5 м, а отбор продукции пласта ведут постоянно, при этом закачку рабочего агента прекращают при повышении температуры продукции пласта, отбираемой из нижнего интервала, до температуры, равной 70-90% от температуры прорыва рабочего агента, а возобновляют закачку рабочего агента при снижении температуры продукции пласта, отбираемой из нижнего интервала, до температуры, равной 50-70% от температуры прорыва рабочего агента, определяемой из физических свойств пласта и расстояния между интервалами вскрытия, после образования паровой камеры в пределах верхнего интервала вскрытия скважину переводят в нагнетательную. A method for developing a deposit of highly viscous oils and bitumen, including opening the upper and lower intervals of the well within the formation, isolating the well between the opening intervals, cyclic injection of the working agent in the form of steam into the formation through the upper opening interval and selecting production of the formation through the lower opening interval, characterized in that the distance between the autopsy intervals is at least 5 m, and the formation production is constantly being selected, while the injection of the working agent is stopped when the temperature of the formation production is increased, d from the lower interval, to a temperature equal to 70-90% of the breakthrough temperature of the working agent, and the injection of the working agent is resumed when the temperature of the production of the formation taken from the lower interval decreases to a temperature equal to 50-70% of the breakthrough temperature of the working agent, determined from the physical properties of the formation and the distance between the opening intervals, after the formation of the steam chamber within the upper opening interval, the well is transferred to the injection.
RU2010140778/03A 2010-10-05 2010-10-05 Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit RU2455473C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2010140778/03A RU2455473C2 (en) 2010-10-05 2010-10-05 Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2010140778/03A RU2455473C2 (en) 2010-10-05 2010-10-05 Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2010140778A RU2010140778A (en) 2012-04-10
RU2455473C2 true RU2455473C2 (en) 2012-07-10

Family

ID=46031477

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010140778/03A RU2455473C2 (en) 2010-10-05 2010-10-05 Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2455473C2 (en)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2505668C1 (en) * 2012-07-27 2014-01-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells
RU2550635C1 (en) * 2014-04-22 2015-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method for high-viscosity oil or bitumen field
RU2555713C1 (en) * 2014-06-03 2015-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen
RU2559983C1 (en) * 2014-06-17 2015-08-20 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" Method of high-viscosity massive oil pool development
RU2630001C1 (en) * 2016-12-07 2017-09-05 Александр Семенович Кундин Method for oil formation development

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4445574A (en) * 1980-03-24 1984-05-01 Geo Vann, Inc. Continuous borehole formed horizontally through a hydrocarbon producing formation
RU2067168C1 (en) * 1994-01-05 1996-09-27 Государственное научно-производственное предприятие "Пилот" Method for heat displacement of oil from horizontal well
RU2206728C1 (en) * 2002-05-18 2003-06-20 Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт (ОАО ВНИИнефть) Method of high-viscocity oil production
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
RU2274742C1 (en) * 2005-06-07 2006-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for high-viscous oil or bitumen field development
RU2285117C2 (en) * 2004-12-07 2006-10-10 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ухтинский государственный технический университет" (УГТУ) Method for extracting hydrocarbon deposits

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4445574A (en) * 1980-03-24 1984-05-01 Geo Vann, Inc. Continuous borehole formed horizontally through a hydrocarbon producing formation
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
RU2206728C1 (en) * 2002-05-18 2003-06-20 Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт (ОАО ВНИИнефть) Method of high-viscocity oil production
RU2285117C2 (en) * 2004-12-07 2006-10-10 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ухтинский государственный технический университет" (УГТУ) Method for extracting hydrocarbon deposits
RU2274742C1 (en) * 2005-06-07 2006-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for high-viscous oil or bitumen field development

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2505668C1 (en) * 2012-07-27 2014-01-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells
RU2550635C1 (en) * 2014-04-22 2015-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method for high-viscosity oil or bitumen field
RU2555713C1 (en) * 2014-06-03 2015-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen
RU2559983C1 (en) * 2014-06-17 2015-08-20 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" Method of high-viscosity massive oil pool development
RU2630001C1 (en) * 2016-12-07 2017-09-05 Александр Семенович Кундин Method for oil formation development

Also Published As

Publication number Publication date
RU2010140778A (en) 2012-04-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10392912B2 (en) Pressure assisted oil recovery
US6039121A (en) Enhanced lift method and apparatus for the production of hydrocarbons
US10550681B2 (en) Bottom-up gravity-assisted pressure drive
RU2455473C2 (en) Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit
RU2274742C1 (en) Method for high-viscous oil or bitumen field development
RU2582251C1 (en) Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen
RU2387819C1 (en) Method to develop sticky oil and bitumen accumulation
CA2890491C (en) Hydrocarbon recovery start-up process
RU2506417C1 (en) Development method of high-viscosity oil deposit
CA2898065C (en) Pressure cycling with mobilizing fluid circulation for heavy hydrocarbon recovery
RU2206728C1 (en) Method of high-viscocity oil production
RU2446280C1 (en) Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit
CA2902591C (en) Axially segmented depletion operations in horizontal wells
RU2504646C1 (en) Method of oil deposit development using flooding
RU2412343C1 (en) Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production
RU2620099C1 (en) Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells
CA2888892C (en) Non condensing gas management in sagd
RU2584467C1 (en) Method of developing high-viscosity oil field
RU2516077C1 (en) Method for construction and operation of vertical well for steam assisted gravity drainage of high-viscosity oil or bitumen
RU2505668C1 (en) Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells
CA2897686A1 (en) Hydrocarbon recovery process
RU2446277C1 (en) Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit
RU2344279C1 (en) Method of high-viscosity oil pool development
RU2795283C1 (en) Method for developing superviscous oil deposits
RU2630001C1 (en) Method for oil formation development

Legal Events

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

Effective date: 20161006