RU2474681C1 - 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
RU2474681C1
RU2474681C1 RU2011141556/03A RU2011141556A RU2474681C1 RU 2474681 C1 RU2474681 C1 RU 2474681C1 RU 2011141556/03 A RU2011141556/03 A RU 2011141556/03A RU 2011141556 A RU2011141556 A RU 2011141556A RU 2474681 C1 RU2474681 C1 RU 2474681C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
injection
formation
production
horizontal
Prior art date
Application number
RU2011141556/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Ильшат Мухаметович Бакиров
Рашит Газнавиевич Рамазанов
Рамиль Хабутдинович Низаев
Александр Иванович Арзамасцев
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 RU2011141556/03A priority Critical patent/RU2474681C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2474681C1 publication Critical patent/RU2474681C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: in the method involving horizontal injection and production wells located one above another the heat carrier is pumped to upper injection well and the formation product is extracted from production well. A section with maximum water saturation degree is pre-determined in the formation, through which a part of horizontal injection well shaft is passed. Then, cyclic extraction of formation fluid and pumping of heat carrier with technological exposure is performed from injection well prior to extraction before warming-up of the deposit, which allows implementing the formation product extraction through production well; at that, injection well is changed over to constant pumping of heat carrier. After the formation product in production well is watered out above allowable value, section with maximum water saturation is isolated by pumping of colmataging hydrophylic composition. After the technological exposure sufficient for curing of colmataging composition, heat carrier pumping is continued through injection well under constant conditions.
EFFECT: shortening of the formation warming-up time, excluding the necessity of heat carrier pumping at high pressure due to passage of horizontal section of injection horizontal well through water-saturated section; reduction of probable breakage of the tubing and casing string.
1 tbl, 2 dwg

Description

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

Известен способ добычи вязкой нефти при тепловом воздействии на пласт, включающий бурение непрерывной горизонтальной скважины с размещением входного участка скважины до залегания продуктивного пласта, условно-горизонтального участка скважины по простиранию продуктивного пласта, выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, установку насосно-компрессорных труб с центраторами, закачку теплоносителя и отбор вязкой нефти или битума (патент РФ №2211318, МПК E21B 43/24, опубл. 27.08.2003 г.). Закачивают теплоноситель с входного и выходного участков скважины, затем осуществляют отбор нефти по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку. Однако эффективность извлечения остается низкой из-за снижения стабильного прогрева всего объема продуктивного пласта, отбора с добываемой продукцией сконденсированного пара с начала разработки. При размещении горизонтального участка добывающей скважины не учитывается расположение границы водобитумного контакта (ВБК). Кроме того, процесс сложен и энергоемок в силу использования скважины для одновременной закачки теплоносителя и отбора вязкой нефти или битума при осуществлении отбора нефти по выходному участку и продолжении закачки теплоносителя по входному участку.A known method of producing viscous oil during thermal exposure of the formation, including drilling a continuous horizontal well with the placement of the inlet section of the well until the productive formation, conditionally horizontal section of the well along the strike of the reservoir, the outlet section upward with an inclination from the reservoir to the surface, casing installation columns, cementing the annulus, installing tubing with centralizers, pumping coolant and selecting viscous oil or bit and (RF patent №2211318, IPC E21B 43/24, publ. 27.08.2003 city). The coolant is pumped from the inlet and outlet sections of the well, then oil is sampled at the outlet section while continuing to pump the coolant at the inlet section. However, the recovery efficiency remains low due to a decrease in stable heating of the entire volume of the reservoir, selection of condensed steam from the produced products from the beginning of development. When placing a horizontal section of a producing well, the location of the water-bitumen contact boundary (IBC) is not taken into account. In addition, the process is complicated and energy-intensive due to the use of the well for simultaneous injection of the coolant and the selection of viscous oil or bitumen during the selection of oil from the output section and the continued injection of the coolant at the input section.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи вязкой нефти или битума (патент РФ №2305762, МПК E21B 43/24, опубл. Бюл. №25 от 10.09.2007 г.), включающий бурение непрерывной горизонтальной скважины с размещением входного участка скважины до залегания продуктивного пласта, условно горизонтального участка скважины по простиранию продуктивного пласта, выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, установку насосно-компрессорных труб с центраторами, закачку теплоносителя и отбор вязкой нефти или битума. По способу уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, бурят, по крайней мере, одну пару непрерывных горизонтальных скважин, горизонтальные участки которых размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии, предотвращающем преждевременный прорыв конденсата к добывающей скважине, устанавливают обсадные колонны с фильтром в интервале продуктивного пласта, цементирование затрубного пространства колонн осуществляют до кровли продуктивного пласта, закачку теплоносителя осуществляют через верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину с устья и забоя скважины, одновременно осуществляют отбор вязкой нефти или битума через нижнюю горизонтальную добывающую скважину с устья и забоя скважины при помощи сваба, причем траекторию ствола добывающей горизонтальной скважины размещают не ниже минимального расстояния до подошвы пласта вязкой нефти, или битума, или водобитумного контакта, увеличивающего безводный период эксплуатации скважин.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing a reservoir of viscous oil or bitumen (RF patent No. 2305762, IPC E21B 43/24, publ. Bull. No. 25 from 09/10/2007), including drilling a continuous horizontal well with the input section of the well to the occurrence of the reservoir, conventionally horizontal section of the well along the strike of the reservoir, upstream section with an inclination from the reservoir to the surface, installation of casing, cementing the annulus wa, installation of tubing with centralizers, injection of coolant and selection of viscous oil or bitumen. The method specifies the distribution of productive thicknesses of the reservoir over the area of the reservoir, drill at least one pair of continuous horizontal wells, the horizontal sections of which are placed parallel to each other in a vertical plane at a distance that prevents premature breakthrough of condensate to the production well, casing strings with a filter are installed in the interval of the reservoir, cementing the annulus of the columns is carried out to the roof of the reservoir, the coolant is pumped t through the upper horizontal injection well from the wellhead and the bottom of the well, at the same time they select viscous oil or bitumen through the lower horizontal production well from the wellhead and the bottom of the well using a swab, and the trajectory of the trunk of the producing horizontal well is placed not less than the minimum distance to the bottom of the viscous oil formation, or bitumen, or water-bitumen contact, increasing the anhydrous period of operation of wells.

Недостатком способа является начальная добыча нефти на поздней стадии разработки из-за слабых теплообменных процессов между скважинами, с чем связана низкая нефтеотдача пласта, большие затраты на начальном этапе разработки без получения продукции и высокое давление (до 20 МПа) при закачке теплоносителя для увеличения скорости прогрева пласта, что может вызвать нарушение целостности насосно-компрессорных труб (НКТ) и/или обсадной колонны.The disadvantage of this method is the initial oil production at a late stage of development due to weak heat transfer processes between wells, which is associated with low oil recovery, high costs at the initial stage of development without producing products and high pressure (up to 20 MPa) when pumping coolant to increase the heating rate formation, which can cause a violation of the integrity of the tubing and / or casing.

Технической задачей является уменьшение времени прогрева пласта и исключение необходимости закачки теплоносителя (пара) под большим давлением за счет провода горизонтального участка нагнетательной горизонтальной скважины через водонасыщенный участок для перевода начала добычи высоковязкой нефти и битума на более раннюю стадию разработки, а также для снижения вероятности разрыва насосно-компрессорных труб и обсадной колонны.The technical task is to reduce the time of warming up the formation and eliminating the need to pump coolant (steam) under high pressure due to the horizontal section of the injection horizontal well through the water-saturated section to transfer the start of production of high-viscosity oil and bitumen to an earlier stage of development, as well as to reduce the likelihood of a pump rupture -compressor pipes and casing.

Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти и битума с применением горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин в залежи, расположенных друг над другом, включающим закачку теплоносителя в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины.The technical problem is solved by the method of developing deposits of high viscosity oil and bitumen using horizontal injection and production wells in deposits located one above the other, including pumping coolant into the upper injection well and selecting production from the production well.

Новым является то, что в пласте предварительно определяют участок с наибольшей водонасыщенностью, через который проводят часть ствола горизонтальной нагнетательной скважины, после чего из нагнетательной скважины проводят циклически отбор пластовой жидкости и закачку теплоносителя с технологической выдержкой перед отбором до прогрева залежи, позволяющего осуществлять отбор продукции пласта через добывающую скважину, нагнетательную скважину при этом переводят под постоянную закачку теплоносителя, а после обводнения продукции пласта в добывающей скважине выше допустимого значения участок с наибольшей водонасыщенностью изолируют закачкой кольматирующего гидрофильного состава, а после технологической выдержки, достаточной для схватывания кольматирующего состава, продолжают закачку теплоносителя через нагнетательную скважину в постоянном режиме.What is new is that the section with the highest water saturation is preliminarily determined in the formation through which part of the horizontal injection wellbore is passed, after which the formation fluid is cyclically taken from the injection well and the coolant is pumped with technological exposure before selection before the formation is warmed up, allowing formation production selection through the production well, the injection well is then transferred under continuous injection of the coolant, and after watering the production layer and in the production well above the permissible value, the area with the highest water saturation is isolated by injection of the clogging hydrophilic composition, and after technological exposure sufficient to set the clogging composition, the coolant is continued to be pumped through the injection well in a constant mode.

На фиг.1 представлена схема способа разработки залежи высоковязкой нефти и битума.Figure 1 presents a diagram of a method for developing deposits of high viscosity oil and bitumen.

На фиг.2 представлен график по динамике суточного дебита нефти по предлагаемому способу, а также по прототипу.Figure 2 presents a graph of the dynamics of the daily oil production rate by the proposed method, as well as by the prototype.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума осуществляется следующим образом.The method of developing deposits of high viscosity oil and bitumen is as follows.

В пласте 1 по геофизическим исследованиям предварительно определяют участок 2 с наибольшей водонасыщенностью (0,7-1,0 д. ед.). Известно, что теплопроводность воды отличается от теплопроводности углеводородов и превышает ее примерно в 4 раза. Для улучшения технологических показателей поровый объем водонасыщенного участка 2 должен быть не менее 30 м3. Через водонасыщенный участок 2 бурят и обустраивают нагнетательную горизонтальную скважину 3, а ниже нее в одной вертикальной плоскости бурят и обустраивают добывающую горизонтальную скважину 4, которая непрерывно работает с одинаковым забойным давлением. Далее режим работы нагнетательной горизонтальной скважины 3 проходит циклически: в 4 этапа.In stratum 1, geophysical surveys preliminarily determine area 2 with the highest water saturation (0.7-1.0 units). It is known that the thermal conductivity of water differs from the thermal conductivity of hydrocarbons and exceeds it by about 4 times. To improve technological indicators, the pore volume of the water-saturated area 2 should be at least 30 m 3 . A water horizontal well 3 is drilled and equipped through a water-saturated area 2, and a horizontal horizontal well 4 is drilled and equipped below it in the same vertical plane and is continuously equipped with the same bottomhole pressure. Next, the operating mode of the injection horizontal well 3 passes cyclically: in 4 stages.

1 этап: нагнетательная горизонтальная скважина 3 работает в режиме добывающей скважины, и первоначально в пласте 1 из водонасыщенного участка 2 отбирают пластовую жидкость для высвобождения порового объема и одновременного создания зоны разрежения в данной области, тем самым обеспечивая минимальное давление в призабойной зоне участка 2.Stage 1: the injection horizontal well 3 operates in the production well mode, and initially in the formation 1 from the water-saturated section 2, formation fluid is taken out to release the pore volume and at the same time create a rarefaction zone in this region, thereby ensuring a minimum pressure in the bottom-hole zone of section 2.

2 этап: через нагнетательную горизонтальную скважину 3 осуществляется закачка пара температурой 180-260°C с давлением, не превышающим то, при котором может произойти гидроразрыв пласта либо разрыв насосно-компрессорной трубы или обсадной колонны. Закачка пара осуществляется до тех пор, пока давление в пласте не достигнет 12-15 МПа, что исключает нарушение целостности труб НКТ и обсадных труб.Stage 2: through the horizontal injection well 3, steam is injected at a temperature of 180-260 ° C with a pressure not exceeding that at which hydraulic fracturing or rupture of the tubing or casing can occur. Steam injection is carried out until the pressure in the formation reaches 12-15 MPa, which eliminates the violation of the integrity of the tubing and casing pipes.

3 этап: остановка нагнетательной горизонтальной скважины 3 на время от 3 суток до 1 месяца в зависимости от скорости падения давления до первоначального и/или температуры до 40-60°C в водонасыщенном участке 2. За этот промежуток времени энергия закачанного перегретого пара передается в пласт 1, тем самым снижая вязкость пластовой жидкости, контактирующей с зоной, в которую закачали перегретый пар.Stage 3: shutdown of the injection horizontal well 3 for a period of 3 days to 1 month, depending on the rate of pressure drop to the initial and / or temperature up to 40-60 ° C in the water-saturated section 2. During this period, the energy of the injected superheated steam is transferred to the reservoir 1, thereby reducing the viscosity of the formation fluid in contact with the zone into which the superheated steam was pumped.

4 этап: нагнетательная горизонтальная скважина 3 снова работает в режиме добывающей скважины. В пласте 1 из водонасыщенного участка 2 отбирают уже закачанную жидкость, температура которой упала до 40-60°C за время предыдущего этапа предлагаемого способа, для высвобождения порового объема и одновременного создания зоны разрежения в данной области, тем самым обеспечивая минимальное давление в зоне участка 2, что облегчает работу нагнетательной горизонтальной скважины 3 на 2 этапе работы.Stage 4: the injection horizontal well 3 is again operating in the production well mode. In the reservoir 1, already pumped liquid is taken from the water-saturated section 2, the temperature of which dropped to 40-60 ° C during the previous stage of the proposed method, to release the pore volume and at the same time create a rarefaction zone in this area, thereby ensuring a minimum pressure in the zone of section 2 , which facilitates the work of the horizontal injection well 3 at the 2nd stage of work.

Далее 2-4 этапы переходят в циклический режим работы. С каждым новым циклом проницаемая зона увеличивается за счет вытеснения углеводородов перегретым паром. Циклы повторяются до тех пор, пока закачка пара в нагнетательную горизонтальную скважину 3 не будет производиться в полном заданном объеме без увеличения давления на нагнетательной горизонтальной скважине 3.Next, 2-4 stages go into a cyclic operation mode. With each new cycle, the permeable zone increases due to the displacement of hydrocarbons by superheated steam. The cycles are repeated until the steam is injected into the horizontal injection well 3 in the full predetermined volume without increasing the pressure on the horizontal injection well 3.

После полной выработки углеводородов в межскважинной зоне, чем обуславливается повышение обводнененности продукции пласта 1 в добывающей скважине 4 выше допустимого значения (95-99%), участок 2 с наибольшей водонасыщенностью изолируют закачкой кольматирующего гидрофильного состава, после технологической выдержки (1-3 суток), достаточной для схватывания кольматирующего состава, продолжают закачку теплоносителя через нагнетательную скважину 3 в постоянном режиме.After the complete production of hydrocarbons in the inter-well zone, which determines the increase in water cut in the production of formation 1 in production well 4 above the permissible value (95-99%), the area 2 with the highest water saturation is isolated by injection of a clogging hydrophilic composition, after technological exposure (1-3 days), sufficient to set the settling composition, continue pumping the coolant through the injection well 3 in a constant mode.

Представленное предложение было реализовано на Ашальчинском месторождении, а также пробурены контрольные скважины 3 и 4 по прототипу. В нижеприведенной таблице приведены геолого-физические характеристики эксплуатационного объекта.The submitted proposal was implemented at the Ashalchinskoye field, and pilot wells 3 and 4 were drilled according to the prototype. The table below shows the geological and physical characteristics of the production facility.

ПараметрParameter ЗначениеValue Средняя глубина залегания, мAverage depth, m 81,081.0 Средняя общая толщина пласта, мThe average total thickness of the reservoir, m 26,026.0 Коэффициент пористости, д. ед.The coefficient of porosity, d. 0,320.32 Значение средней проницаемости по керну, мкм2 The value of average core permeability, 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·секThe coefficient of dynamic viscosity of oil in reservoir conditions, MPa · sec 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·секThe coefficient of dynamic viscosity of water in reservoir conditions, MPa · sec 1,531,53

Результаты суточного дебита по скважинам (предложенный способ и прототип) показаны на фиг.2. Из фиг.2 видно, что через год после начала эксплуатации дебит нефти по предложенному способу составил 1,7 м3/сут, одновременно с этим дебит нефти на тот же период времени по прототипу составил 0,8 м3/сут, что более чем в 2 раза ниже предложенного способа. В первые два года эксплуатации по предлагаемому способу было получено 1318 м3 продукции, по прототипу за тот же период времени - 722 м3.The results of the daily production rate for wells (the proposed method and prototype) are shown in figure 2. From figure 2 it can be seen that a year after the start of operation, the oil flow rate according to the proposed method was 1.7 m 3 / day, at the same time, the oil flow rate for the same period of time according to the prototype was 0.8 m 3 / day, which is more than 2 times lower than the proposed method. In the first two years of operation, the proposed method received 1318 m 3 of products, according to the prototype for the same period of time - 722 m 3 .

Применение данного метода позволяет уменьшить время прогрева пласта и исключить необходимость закачки теплоносителя (пара) под большим давлением за счет провода горизонтального участка нагнетательной горизонтальной скважины через водонасыщенный участок для перевода начала добычи высоковязкой нефти и битума на более раннюю стадию разработки, а также для снижения вероятности разрыва насосно-компрессорных труб и обсадной колонны.The application of this method allows to reduce the formation warm-up time and to eliminate the need to pump coolant (steam) under high pressure due to the horizontal section of the injection horizontal well through the water-saturated section to transfer the start of production of high-viscosity oil and bitumen to an earlier stage of development, as well as to reduce the likelihood of a fracture tubing and casing string.

Claims (1)

Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума с применением горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин в залежи, расположенных друг над другом, включающий закачку теплоносителя в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, отличающийся тем, что в пласте предварительно определяют участок с наибольшей водонасыщенностью, через который проводят часть ствола горизонтальной нагнетательной скважины, после чего из нагнетательной скважины проводят циклически отбор пластовой жидкости и закачку теплоносителя с технологической выдержкой перед отбором до прогрева залежи, позволяющего осуществлять отбор продукции пласта через добывающую скважину, нагнетательную скважину при этом переводят под постоянную закачку теплоносителя, а после обводнения продукции пласта в добывающей скважине выше допустимого значения участок с наибольшей водонасыщенностью изолируют закачкой кольматирующего гидрофильного состава, а после технологической выдержки, достаточной для схватывания кольматирующего состава, продолжают закачку теплоносителя через нагнетательную скважину в постоянном режиме. A method for developing a reservoir of high-viscosity oil and bitumen using horizontal injection and production wells in deposits located one above the other, including pumping coolant into the upper injection well and selecting formation products from the production well, characterized in that the section with the highest water saturation is preliminarily determined in the formation, through which part of the trunk of the horizontal injection well is passed, after which formation fluid is cyclically taken from the injection well and pumping the heat transfer fluid with technological endurance before selection until the reservoir warms up, allowing the production of the formation to be taken through the production well, the injection well is transferred to a constant heat carrier injection, and after watering the production of the formation in the production well above the permissible value, the site with the highest water saturation is isolated by the injection of the mogging hydrophilic composition and after technological exposure sufficient to set the settling composition, the heat continues to be pumped carrier through the injection well in a constant mode.
RU2011141556/03A 2011-10-13 2011-10-13 Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit RU2474681C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011141556/03A RU2474681C1 (en) 2011-10-13 2011-10-13 Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011141556/03A RU2474681C1 (en) 2011-10-13 2011-10-13 Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2474681C1 true RU2474681C1 (en) 2013-02-10

Family

ID=49120464

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011141556/03A RU2474681C1 (en) 2011-10-13 2011-10-13 Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2474681C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2757616C1 (en) * 2021-03-03 2021-10-19 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Кубанский государственный технологический университет» (ФГБОУ ВО «КубГТУ») Method for oil field development

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5273111A (en) * 1991-07-03 1993-12-28 Amoco Corporation Laterally and vertically staggered horizontal well hydrocarbon recovery method
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
RU2305762C1 (en) * 2006-02-09 2007-09-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for viscous oil or bitumen deposit field development
RU2367792C2 (en) * 2007-08-30 2009-09-20 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" Method of processing oil-field strata
RU2413593C2 (en) * 2009-03-20 2011-03-10 Общество с ограниченной ответственностью "Разработка, исследования технологий машиностроения, металлургии и строительства" Method of producing articles from porous materials of artificial and natural origin by cold cubic deformation

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5273111A (en) * 1991-07-03 1993-12-28 Amoco Corporation Laterally and vertically staggered horizontal well hydrocarbon recovery method
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
RU2305762C1 (en) * 2006-02-09 2007-09-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for viscous oil or bitumen deposit field development
RU2367792C2 (en) * 2007-08-30 2009-09-20 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" Method of processing oil-field strata
RU2413593C2 (en) * 2009-03-20 2011-03-10 Общество с ограниченной ответственностью "Разработка, исследования технологий машиностроения, металлургии и строительства" Method of producing articles from porous materials of artificial and natural origin by cold cubic deformation

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2757616C1 (en) * 2021-03-03 2021-10-19 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Кубанский государственный технологический университет» (ФГБОУ ВО «КубГТУ») Method for oil field development

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2379494C1 (en) Highly viscous oil fields production method
RU2442883C1 (en) Method for development of high-viscosity oil reserves
RU2295030C1 (en) Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen
RU2340768C2 (en) Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells
RU2305762C1 (en) Method for viscous oil or bitumen deposit field development
RU2455475C1 (en) Method of development of high-viscosity oil fields with strata of small thickness by way of cyclic injection of solvent and steam into single inclined wells
RU2387819C1 (en) Method to develop sticky oil and bitumen accumulation
RU2342522C1 (en) Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole
RU2582256C1 (en) Method for development of high-viscosity oil or bitumen
RU2582251C1 (en) Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen
RU2555713C1 (en) Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen
RU2343276C1 (en) Method of development of high viscous oil deposit
RU2506417C1 (en) Development method of high-viscosity oil deposit
RU2673934C1 (en) Method for developing reservoir of super-viscous oil by heat methods in late stage
RU2206728C1 (en) Method of high-viscocity oil production
RU2455473C2 (en) Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit
CA2890491C (en) Hydrocarbon recovery start-up process
RU2439298C1 (en) Method of development of massive oil field with laminar irregularities
RU2504650C1 (en) Method of development of flooded oil deposit
RU2509880C1 (en) Development method of deposits of viscous oils and bitumens
RU2474681C1 (en) Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit
WO2008100176A1 (en) Method for developing hydrocarbon accumulations
RU2446280C1 (en) Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit
RU2504646C1 (en) Method of oil deposit development using flooding
RU2323331C1 (en) Method for stacked oil pool development with the use of simultaneous separate working agent injection

Legal Events

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

Effective date: 20171014