RU2483206C1 - Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit - Google Patents
Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2483206C1 RU2483206C1 RU2011151588/03A RU2011151588A RU2483206C1 RU 2483206 C1 RU2483206 C1 RU 2483206C1 RU 2011151588/03 A RU2011151588/03 A RU 2011151588/03A RU 2011151588 A RU2011151588 A RU 2011151588A RU 2483206 C1 RU2483206 C1 RU 2483206C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- bitumen
- wells
- hydrocarbon solvent
- injection
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Working-Up Tar And Pitch (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти и битума.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity oil and bitumen.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2334095, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №26 от 20.09.2008 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, горизонтальный ствол перфорируют. Выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа. Вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикальной части ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.A known method for the development of deposits of highly viscous oil (patent RU No. 2334095, IPC ЕВВ 43/24, published in Bulletin No. 26 of 09/20/2008), including drilling vertical injection wells and horizontal production wells, pumping a working agent through injection wells and selection of oil through production wells. The horizontal wellbore of the producing well is carried out at 1.5-2.5 m above the bottom of the reservoir, the horizontal well is perforated. Above the horizontal well of the producing well, 3.5-4.5 m is placed the bottom of the vertical injection well, perforated in the range of 0.5-1.5 m from the bottom. A vertical injection well is placed from the vertical part of the wellbore at a distance greater than 2/3 of the length of the horizontal section of the producing well, up to the end of the horizontal well, while steam is used as a working agent in alternation with air.
Недостатком данного способа является недостаточная равномерность охвата продуктивного пласта тепловым воздействием, вследствие чего нефтеотдача не достигает высокого уровня, а также возможность преждевременного прорыва конденсата и подошвенной пластовой воды к добывающей скважине.The disadvantage of this method is the lack of uniformity in the coverage of the reservoir by heat, as a result of which oil recovery does not reach a high level, as well as the possibility of premature breakthrough of condensate and bottom formation water to the producing well.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума (патент RU №2387820, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №12 от 27.04.2010 г.), включающий бурение нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, при этом ствол добывающей горизонтальной скважины размещают вблизи подошвы продуктивного пласта так, чтобы расстояние от точки входа ствола нагнетательной скважины в продуктивный пласт до горизонтального участка ствола добывающей скважины составляло 0,8 толщины пласта, а нижнюю часть ствола нагнетательной скважины располагают на одном уровне с горизонтальной добывающей скважиной на расстоянии 5-10 м друг от друга, причем нагнетательные скважины бурят наклонно направленно под углом 45° к подошве пласта.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing deposits of highly viscous oil and bitumen (patent RU No. 2387820, IPC ЕВВ 43/24, published in Bulletin No. 12 of 04/27/2010), including drilling injection wells and horizontal producers wells, coolant injection through injection wells and product selection through production wells, while the horizontal production wellbore is placed near the bottom of the reservoir so that the distance from the entry point of the injection wellbore in the product the reservoir to the horizontal section of the production wellbore was 0.8 formation thicknesses, and the lower part of the injection wellbore is located at the same level as the horizontal production well at a distance of 5-10 m from each other, and the injection wells are drilled obliquely directionally at an angle of 45 ° to the bottom of the reservoir.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, низкий коэффициент вытеснения высоковязкой нефти и битума, так как вытеснение высоковязкой нефти и битума осуществляется только за счет кондуктивного переноса тепла (образования паровой камеры) в залежи, получаемого за счет закачки теплоносителя в залежь;- firstly, the low coefficient of displacement of highly viscous oil and bitumen, since the displacement of highly viscous oil and bitumen is carried out only due to conductive heat transfer (formation of a vapor chamber) in the reservoir, obtained by pumping the coolant into the reservoir;
- во-вторых, низкая эффективность разработки залежи высоковязкой нефти и битума вследствие непрерывного теплового воздействия (постоянная закачка теплоносителя в нагнетательные скважины), что способствует прорыву конденсата в забои добывающих скважин и преждевременному обводнению добываемой продукции;- secondly, the low efficiency of the development of deposits of highly viscous oil and bitumen due to continuous heat exposure (constant coolant injection into injection wells), which contributes to the breakthrough of condensate in the faces of production wells and premature flooding of produced products;
- в-третьих, небольшой охват пласта добывающей скважиной по вертикали, так как добывающая скважина выполнена параллельно подошве пласта, что может привести к неравномерному тепловому воздействию на пласт и, как следствие, его неполной выработке.- thirdly, a small vertical coverage of the formation by the production well, since the production well is parallel to the bottom of the formation, which can lead to uneven thermal effects on the formation and, as a result, its incomplete production.
Технической задачей изобретения является увеличение коэффициента вытеснения высоковязкой нефти и битума в пластах за счет исключения осаждения асфальтосмолистых веществ из высоковязкой нефти и битума, ускорения разрушения водонефтяных эмульсий, увеличения охвата пласта тепловым воздействием как по вертикали, так и по горизонтали и исключения преждевременного обводнения добываемой продукции.An object of the invention is to increase the displacement coefficient of highly viscous oil and bitumen in formations by eliminating the deposition of asphalt-resinous substances from highly viscous oil and bitumen, accelerating the destruction of water-oil emulsions, increasing the coverage of the formation by thermal effects both vertically and horizontally, and eliminating premature flooding of produced products.
Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти и битума, включающим бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины.The problem is solved by the method of developing deposits of highly viscous oil and bitumen, including drilling injection and producing wells, pumping coolant through injection wells and selecting products through production wells.
Новым является то, что бурят одну пару добывающих наклонно направленных скважин одинаковой длины в параллельных вертикальных плоскостях с расстоянием не менее 10 м между ними и под углом 30-35° к подошве пласта, затем между ними симметрично пробуривают три вертикальные нагнетательные скважины, при этом одну из них размещают в середине длины добывающих наклонно направленных скважин, спроецированных на горизонтальную поверхность, а две другие - на равноудаленном расстоянии справа и слева от нее, закачку теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины чередуют с закачкой углеводородного растворителя, причем цикл закачки теплоносителя производят до снижения вязкости нефти и битума в продуктивном пласте до величины, обеспечивающей разжижение нефти и битума в камере-растворителе при последующей закачке углеводородного растворителя, которую продолжают до достижения максимального значения вязкости нефти и битума, обеспечивающего разжижение нефти и битума углеводородным растворителем, после чего закачку углеводородного растворителя в вертикальные нагнетательные скважины прекращают и возобновляют закачку в них теплоносителя, при этом отбор нефти и битума из наклонно направленных добывающих скважин ведут постоянно.It is new that they drill one pair of producing directional wells of the same length in parallel vertical planes with a distance of at least 10 m between them and at an angle of 30-35 ° to the bottom of the formation, then three vertical injection wells are drilled symmetrically between them, with one of them are placed in the middle of the length of producing directional wells projected onto a horizontal surface, and the other two are placed at equidistant distances to the right and left of it, the coolant is pumped into vertical pumps oil wells alternate with the injection of a hydrocarbon solvent, the coolant injection cycle being carried out until the viscosity of oil and bitumen in the reservoir decreases to a value that ensures dilution of oil and bitumen in the solvent chamber during subsequent injection of the hydrocarbon solvent, which is continued until the maximum viscosity of oil and bitumen is reached providing liquefaction of oil and bitumen with a hydrocarbon solvent, after which the hydrocarbon solvent is injected into vertical injection wells Azhins stop and resume pumping coolant into them, while the selection of oil and bitumen from directionally directed production wells is ongoing.
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума реализуют следующим образом.The proposed method for the development of deposits of high viscosity oil and bitumen is implemented as follows.
На фиг.1 схематично изображен вид сверху способа разработки залежи высоковязкой нефти и битума.Figure 1 schematically shows a top view of a method for developing deposits of highly viscous oil and bitumen.
На фиг.2 схематично изображен в продольном разрезе способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума.Figure 2 schematically shows in longitudinal section a method of developing deposits of high viscosity oil and bitumen.
По способу разработки залежи высоковязкой нефти и битума бурят одну пару добывающих наклонно направленных скважин 1 и 2 одинаковой длины - В (см. фиг.1) в параллельных вертикальных плоскостях 3 и 4, соответственно с расстоянием не менее 10 м между ними и под углом 30-35° (см. фиг.2) к подошве пласта 5.By the method of developing deposits of high viscosity oil and bitumen, one pair of producing
Затем между стволами добывающих наклонно направленных скважин 1 и 2 (см. фиг.1) на расстоянии не менее 5 м от ствола каждой из добывающих наклонно-направленных скважин 1 и 2 с интервалами вскрытия 1' и 2' (см. фиг.2) симметрично пробуривают три вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 (см. фиг.1 и 2).Then between the trunks of producing
Выполнение добывающих скважин наклонно-направленными увеличивает охват пласта тепловым воздействием как по вертикали, так и по горизонтали и позволяет произвести равномерное тепловое воздействие на пласт с полной его выработкой.Running production wells in an inclined direction increases the coverage of the formation by thermal effects both vertically and horizontally and allows for uniform thermal effects on the formation with its full development.
Расстояние не менее 5 м исключает прямой прорыв теплоносителя в стволы добывающих наклонно направленных скважин 1 и 2 и определено опытным путем.A distance of at least 5 m excludes direct breakthrough of the coolant into the trunks of producing
Выполнение добывающих наклонно направленных скважин 1 и 2 одинаковой длины В под углом 30-35° к подошве продуктивного пласта 5 позволяет оптимально увеличить охват пласта тепловым воздействием как по вертикали, так и по горизонтали и произвести равномерное тепловое воздействие на продуктивный пласт 5, что определено опытным путем. Одну вертикальную нагнетательную скважину 6 пробуривают в середине длины - L добывающих наклонно направленных скважин, спроецированных на горизонтальную поверхность (на фиг.1 и 2 не показано), т.е. на расстоянии L/2, а две другие вертикальные нагнетательные скважины 7 и 8 (см. фиг.1 и 2), соответственно, справа и слева от первой вертикальной нагнетательной скважины 6 на равноудаленном расстоянии (L/4).The implementation of producing
Закачку теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 чередуют с закачкой углеводородного растворителя.The coolant is pumped into the
Интервалы вскрытия 6', 7' и 8' (см. фиг.2) для закачки теплоносителя и углеводородного растворителя продуктивного пласта 5 в соответствующих нагнетательных скважинах 6, 7 и 8 выполняют следующим образом: 7', 8', соответственно, в скважинах 7 и 8 между стволами наклонно направленных добывающих скважин 1 и 2, 6' в скважине 6 ближе к подошвенной части пласта 5.The opening intervals 6 ', 7' and 8 '(see figure 2) for pumping the coolant and hydrocarbon solvent of the reservoir 5 in the
В качестве теплоносителя применяют: горячую воду, пар, горячий полимерный раствор и т.д. В качестве углеводородного растворителя может быть применен Нефрас-С 150/200 по ТУ 38.40125-82 или Нефрас-Ар 120/200 по ТУ 38.101809-80.The heat carrier used is: hot water, steam, hot polymer solution, etc. Nefras-S 150/200 according to TU 38.40125-82 or Nefras-Ar 120/200 according to TU 38.101809-80 can be used as a hydrocarbon solvent.
Сначала производят закачку теплоносителя в пласт 5, например, пара через интервалы вскрытия 6', 7' и 8' соответствующих вертикальных нагнетательных скважин 6, 7 и 8. Закачиваемый пар из-за разницы плотностей пробивается к верхней части продуктивного пласта 5, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру (на фиг.1 и 2 не показано). На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз к подошве пласта 5, и через интервалы вскрытия 1' и 2' (см. фиг.2) попадают в стволы добывающих наклонно направленных скважин 1 и 2 под действием силы тяжести, откуда отбираются насосами (на фиг.1 и 2 не показано). Рост паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли пласта 5, а затем она начинает расширяться в стороны. При этом нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой.First, the coolant is injected into the formation 5, for example, steam through the opening intervals 6 ', 7' and 8 'of the corresponding
Закачку теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 (см. фиг.1 и 2) производят до снижения вязкости высоковязкой нефти и битума в продуктивном пласте 5 (см. фиг.2) до величины, обеспечивающей разжижение нефти и битума в камере растворителе при последующей закачке углеводородного растворителя.The coolant is pumped into the
После чего закачку теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 (см. фиг.1 и 2) прекращают и начинают цикл закачки углеводородного растворителя, например, нефраса 150/300 в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8, при этом разжиженная нефть и битум за счет диффузии углеводородного растворителя стекают по границам камеры-растворителя под действием гравитационных сил в стволы наклонно направленных добывающих скважин 1 и 2, откуда производят отбор разогретой нефти и битума. При этом за счет закачки углеводородного растворителя не осаждаются асфальтосмолистые вещества из высоковязкой нефти и битума и ускоряется разрушение водонефтяных эмульсий и исключается преждевременное обводнение добываемой продукции за счет снижения объема конденсата, образуемого из теплоносителя, вследствие чередования закачки теплоносителя с закачкой углеводородного растворителя.After that, the coolant is pumped into the
В процессе закачки углеводородного растворителя в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 (см. фиг.2) вязкость нефти и битума увеличивается вследствие остывания паровой камеры, что происходит из-за прекращения закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5.In the process of pumping a hydrocarbon solvent into
Закачку углеводородного растворителя в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 продолжают до достижения максимального значения вязкости нефти и битума, обеспечивающего разжижение нефти и битума углеводородным растворителем, после чего закачку углеводородного растворителя в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 прекращают и возобновляют закачку в них теплоносителя до снижения вязкости, как описано выше. Отбор нефти и битума из наклонно направленных добывающих скважин 1 и 2 ведут постоянно.The hydrocarbon solvent is pumped into the
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
Разрабатывают залежь высоковязкой нефти и битума с плотностью добываемой продукции 985 кг/м3, находящуюся на глубине 100 м с толщиной продуктивного пласта (h) 25 м, с пористостью 35%, с нефтенасыщенностью 0,75 д. ед., проницаемостью 0,29 мкм.A highly viscous oil and bitumen deposit is being developed with a production density of 985 kg / m 3 located at a depth of 100 m with a reservoir thickness (h) of 25 m, with a porosity of 35%, with an oil saturation of 0.75 units, and a permeability of 0.29 microns.
Бурят одну пару добывающих наклонно направленных скважин 1 и 2 (см. фиг.1) одинаковой длиной В=400 м в параллельных вертикальных плоскостях 3 и 4 с расстоянием не менее 10 м между ними и под углом 30° к подошве пласта, затем между стволами добывающих наклонно направленных скважин 1 и 2 симметрично, т.е. на расстоянии не менее 5 м от каждого ствола добывающей наклонно направленной скважины пробуривают три вертикальные нагнетательные скважины: 6, 7 и 8.Drill one pair of producing
Спроецированные на горизонтальную поверхность длины - L наклонно направленных добывающих скважины 1 и 2 составляют:Projected onto a horizontal surface, the lengths - L of
L=В·cos 30°=400 м·0,866=346 м.L = V · cos 30 ° = 400 m · 0.866 = 346 m.
Расстояние, где пробурена первая вертикальная нагнетательная скважина 6, является серединой добывающих наклонно направленных скважин и составляет L/2=346 м/2=173 м. Расстояние от вертикальной нагнетательной скважины 6 до вертикальных нагнетательных скважин 7 и 8 составляет: L/4=216/4=86,5 м.The distance where the first vertical injection well 6 is drilled is the middle of the production of directional wells and is L / 2 = 346 m / 2 = 173 m. The distance from the vertical injection well 6 to the
Закачку теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 чередуют с закачкой углеводородного растворителя.The coolant is pumped into the
Далее начинают разработку залежи высоковязкой нефти и битума, при этом сначала закачивают теплоноситель: пар, например, водяной с температурой 200-220°С в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 (см. фиг.1 и 2) с образованием паровой камеры в продуктивном пласте 5 и вводят в разработку наклонно направленные добывающие скважины 1 и 2, которые отбирают продукцию.Next, the development of a deposit of highly viscous oil and bitumen begins, with the first coolant being pumped: steam, for example, water with a temperature of 200-220 ° C in
Цикл закачки теплоносителя с образованием паровой камеры (на фиг.1 и 2 не показано) производят до снижения вязкости нефти и битума в продуктивном пласте 5 до величины, обеспечивающей разжижение нефти и битума в камере растворителе при последующей закачке углеводородного растворителя, например, до снижения вязкости до µ=150 МПа·с производят цикл закачки углеводородного растворителя, например этана, в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 (см. фиг.1 и 2). При этом разжиженная нефть и битум, имеющие вязкость, как указано выше µ=150 МПа·с, за счет диффузии углеводородного растворителя стекает по границам камеры-растворителя под действием гравитационных сил в стволы наклонно-направленных добывающих скважин 1 и 2, откуда производят отбор разогретой нефти и битума. В процессе закачки углеводородного растворителя в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 вязкость высоковязкой нефти и битума увеличивается вследствие остывания паровой камеры, что происходит из-за прекращения закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5.The coolant injection cycle with the formation of a vapor chamber (not shown in FIGS. 1 and 2) is performed until the viscosity of oil and bitumen in the reservoir 5 decreases to a value that ensures dilution of oil and bitumen in the solvent chamber during subsequent injection of the hydrocarbon solvent, for example, to reduce the viscosity up to µ = 150 MPa · s, a hydrocarbon solvent, such as ethane, is injected into the
Закачку углеводородного растворителя в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 продолжают до достижения максимального значения вязкости нефти и битума, например, до величины µ=3000 МПа·с, при котором еще обеспечивается (крайняя величина) разжижение высоковязкой нефти и битума углеводородным растворителем, после чего закачку углеводородного растворителя в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 прекращают и возобновляют закачку в них теплоносителя до снижения вязкости, как указано выше, до величины µ=150 МПа·с. Таким образом, чередуют циклы закачки теплоносителя и углеводородного растворителя, как описано выше.The hydrocarbon solvent is pumped into the
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума достаточно эффективен, так как увеличивается коэффициент вытеснения нефти и битума в среднем на 10-15% за счет сочетания кондуктивного переноса тепла в продуктивном пласте и диффузии углеводородного растворителя в нефти и битума, также увеличивается охват пласта тепловым воздействием как по горизонтали, так и по вертикали.The proposed method for the development of deposits of highly viscous oil and bitumen is quite effective, since the coefficient of oil and bitumen displacement increases by an average of 10-15% due to the combination of conductive heat transfer in the reservoir and diffusion of the hydrocarbon solvent in oil and bitumen, and the coverage of the formation with thermal exposure also increases both horizontally and vertically.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011151588/03A RU2483206C1 (en) | 2011-12-16 | 2011-12-16 | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011151588/03A RU2483206C1 (en) | 2011-12-16 | 2011-12-16 | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2483206C1 true RU2483206C1 (en) | 2013-05-27 |
Family
ID=48791959
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011151588/03A RU2483206C1 (en) | 2011-12-16 | 2011-12-16 | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2483206C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2686766C1 (en) * | 2018-07-25 | 2019-04-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of high-viscosity and heavy oil deposit with thermal impact |
RU2708294C1 (en) * | 2019-01-11 | 2019-12-05 | Евгений Николаевич Тараскин | Method for development of mass-reservoir deposits with high viscous oil |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4344485A (en) * | 1979-07-10 | 1982-08-17 | Exxon Production Research Company | Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids |
RU2211319C1 (en) * | 2002-03-21 | 2003-08-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный центр газонефтяных технологий" | Method of development of hydrocarbon deposits |
RU2334091C1 (en) * | 2006-12-08 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of bitumen production from underground deposit |
RU2334095C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil pool development |
RU2339807C1 (en) * | 2007-02-01 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of extraction of heavy and high viscous hydrocarbons from undeground deposits |
RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
RU2387820C1 (en) * | 2009-02-03 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation |
-
2011
- 2011-12-16 RU RU2011151588/03A patent/RU2483206C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4344485A (en) * | 1979-07-10 | 1982-08-17 | Exxon Production Research Company | Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids |
RU2211319C1 (en) * | 2002-03-21 | 2003-08-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный центр газонефтяных технологий" | Method of development of hydrocarbon deposits |
RU2334091C1 (en) * | 2006-12-08 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of bitumen production from underground deposit |
RU2339807C1 (en) * | 2007-02-01 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of extraction of heavy and high viscous hydrocarbons from undeground deposits |
RU2334095C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil pool development |
RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
RU2387820C1 (en) * | 2009-02-03 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2686766C1 (en) * | 2018-07-25 | 2019-04-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of high-viscosity and heavy oil deposit with thermal impact |
RU2708294C1 (en) * | 2019-01-11 | 2019-12-05 | Евгений Николаевич Тараскин | Method for development of mass-reservoir deposits with high viscous oil |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2340768C2 (en) | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells | |
RU2425969C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit | |
RU2663532C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
RU2531963C1 (en) | Development of thick oil or bitumen deposits | |
RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
RU2527051C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect | |
RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
RU2442884C1 (en) | Method for development of high-viscosity and heavy oil with thermal action | |
RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
RU2483206C1 (en) | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit | |
RU2468194C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections | |
RU2211318C2 (en) | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation | |
RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
RU2526047C1 (en) | Development of extra-heavy crude oil | |
RU2334098C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
RU2509880C1 (en) | Development method of deposits of viscous oils and bitumens | |
RU2395676C1 (en) | Method of bitumen deposit development | |
RU2555163C1 (en) | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells | |
RU2310744C1 (en) | Method for heavy and/or highly-viscous hydrocarbon production from underground deposit | |
RU2720725C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit | |
RU2418945C1 (en) | Staggered-cyclic procedure for development of deposits with high-viscous oil and bitumen | |
RU2387820C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
RU2713682C1 (en) | Method of development of a deposit of high-viscosity and ultra-viscous oil by thermal methods at a late stage of development | |
RU2669647C1 (en) | Method of mining deposit of high viscous and super viscous oil by thermal methods at late stage of mining |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171217 |