RU2455473C2 - Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit - Google Patents
Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit Download PDFInfo
- 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
Links
Images
Abstract
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
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
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
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.
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)
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)
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)
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 |
-
2010
- 2010-10-05 RU RU2010140778/03A patent/RU2455473C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
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)
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 |