RU2486335C1 - Method of development for ultraviscous oil deposits with thermal influence - Google Patents
Method of development for ultraviscous oil deposits with thermal influence Download PDFInfo
- Publication number
- RU2486335C1 RU2486335C1 RU2012101898/03A RU2012101898A RU2486335C1 RU 2486335 C1 RU2486335 C1 RU 2486335C1 RU 2012101898/03 A RU2012101898/03 A RU 2012101898/03A RU 2012101898 A RU2012101898 A RU 2012101898A RU 2486335 C1 RU2486335 C1 RU 2486335C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- horizontal
- well
- injection
- recovery
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую нефть.The invention relates to the development of oil fields, in particular to methods of thermal exposure of a reservoir containing highly viscous oil.
Известен способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти (патент RU 2199656, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. 6 от 27.02.2003 г.), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение горизонтальных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, периодическую закачку теплоносителя, например пара, в горизонтальные скважины и отбор нефти из вертикальных добывающих скважин, при этом отбор ведут также из вертикальных нагнетательных скважин, а в период прекращения закачки пара ведут отбор из горизонтальных скважин, являющихся источником прорыва пара в вертикальные скважины, а после выработки пласта в районе призабойной зоны всех скважин переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины, одновременно отбирая нефть из остальных скважин.A known method of thermal exposure to a reservoir of high-viscosity oil (patent RU 2199656, IPC ЕВВ 43/24, published in Bulletin 6 of February 27, 2003), including drilling rows of vertical injection and producing wells, drilling horizontal wells along rows of vertical wells, periodically pumping coolant, for example steam, into horizontal wells and taking oil from vertical producing wells, while also taking from vertical injection wells, and at the time of stopping the injection of steam, taking from horizontal wells, which are I steam source breakthrough in vertical wells, and after making the formation near bottomhole zone of the wells are transferred to areal injection displacing agent such as water, into the vertical injection wells simultaneously selecting the remaining oil from the wells.
Недостатками данного способа является низкая эффективность его примнения, обусловленная небольшим охватом тепловым воздействием участков пласта (один ряд горизонтальной скважины) и, как следствие, низкий коэффициент нефтеотдачи залежи сверхвязкой нефти, быстрое обводнение залежи, вследствие остывания теплоносителя и кольматации пласта.The disadvantages of this method is the low efficiency of its application, due to the small heat-affected coverage of the reservoir sections (one row of a horizontal well) and, as a result, the low oil recovery coefficient of the super-viscous oil reservoir, rapid flooding of the reservoir due to cooling of the coolant and formation mudding.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием (патент RU №2368767, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №27 от 27.09.2009 г.), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение горизонтальных нагнетательных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, закачку теплоносителя в горизонтальные скважины и отбор высоковязкой и тяжелой нефти из вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, при этом под каждой нагнетательной горизонтальной скважиной в пределах этого же продуктивного пласта бурят дополнительную горизонтальную добывающую скважину для отбора высоковязкой и тяжелой нефти, а вертикальные добывающие и нагнетательные скважины в рядах располагают поочередно, при этом из вертикальных добывающих скважин высоковязкую тяжелую нефть отбирают до прорыва в них теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин, после чего закачку теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины прекращают и переводят их в добывающие, а те добывающие скважины, в которые прорвался теплоноситель, переводят в нагнетательные скважины, в дальнейшем при прорыве теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин в вертикальные добывающие скважины, переведенные ранее из нагнетательных скважин, производят обратную замену по переводу вертикальных нагнетательных скважин в добывающие скважины, а вертикальные добывающие - в нагнетательные и цикл повторяют до полной выработки призабойных зон вертикальных и горизонтальных скважин.The closest in technical essence is the method of developing deposits of high viscosity and heavy oil with thermal exposure (patent RU No. 2368767, IPC ЕВВ 43/24, published in bulletin No. 27 dated 09/27/2009), including drilling of vertical injection and producing rows wells, drilling horizontal injection wells along rows of vertical wells, pumping coolant into horizontal wells and selecting high-viscosity and heavy oil from vertical production and injection wells, while under each horizontal injection well another, within the same productive formation, an additional horizontal production well is drilled to select high viscosity and heavy oil, and vertical production and injection wells are arranged in rows in series, while high viscosity heavy oil is taken from vertical production wells before the coolant breaks out of them from horizontal injection wells, after which the coolant is stopped in the vertical injection wells and transferred to production wells, and those production wells into which it has broken I’m the heat transfer agent, transferred to the injection wells, then, when the coolant breaks out from the horizontal injection wells to the vertical production wells, previously transferred from the injection wells, the vertical replacement is carried out by transferring the vertical injection wells to the production wells, and the vertical production wells to the injection wells and the cycle is repeated until full development of bottom-hole zones of vertical and horizontal wells.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, остаются невыработанными запасы сверхвязкой нефти в залежи на участках с послойной неоднородностью непосредственно над горизонтальной нагнетательной скважиной;- firstly, the reserves of extra-viscous oil in the deposits in areas with layer-by-layer heterogeneity directly above the horizontal injection well remain undeveloped;
- во-вторых, не осуществляется контроль за тепловым процессом (температурой) разжижения сверхвязкой нефти в залежи при отборе ее через добывающий скважины, т.е. процесс разжижения сверхвязкой нефти происходит бесконтрольно, кроме того, не предусмотрена возможность снижения температуры до допустимой на участке возможного прорыва теплоносителя в добывающую скважину, что ведет к преждевременному прорыву теплоносителя в стволы добывающих скважин;- secondly, there is no control over the thermal process (temperature) of liquefaction of super-viscous oil in the reservoir during its selection through the producing well, i.e. the process of liquefying super-viscous oil occurs uncontrollably, in addition, it is not possible to lower the temperature to an acceptable level in the area of a possible breakthrough of the coolant into the producing well, which leads to premature breakthrough of the coolant into the shafts of the producing wells;
- в-третьих, большие финансовые затраты на осуществление способа, связанные с необходимостью частой смены оборудования в каждой скважине при переводе нагнетательных скважин в добывающие и при их обратном переводе, для чего необходимо привлечение бригад капитального и текущего ремонта скважин.- thirdly, the large financial costs associated with the implementation of the method associated with the need for frequent changes of equipment in each well when transferring injection wells to production wells and during their reverse translation, for which it is necessary to involve teams for overhaul and current repair of wells.
Задачей изобретения является дополнительное вовлечение в разработку участков залежи сверхвязкой нефти с послойной неоднородностью, расположенных непосредственно над горизонтальными скважинами с возможностью контроля за температурой разжижения сверхвязкой нефти и снижения этой температуры при необходимости, а также снижение финансовых затрат на перевод скважин из нагнетательных в добывающие и наоборот.The objective of the invention is the additional involvement in the development of sections of deposits of extra-viscous oil with layer-by-layer heterogeneity located directly above horizontal wells with the ability to control the temperature of the dilution of super-viscous oil and reduce this temperature if necessary, as well as reducing the financial cost of transferring wells from injection to production and vice versa.
Поставленная задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти с термическим воздействием, включающим бурение горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, пробуренных друг под другом, причем горизонтальная нагнетательная скважина размещена выше горизонтальной добывающей скважины, а также рядов вертикальных нагнетательных скважин и добывающих скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор сверхвязкой нефти из добывающих скважин.The problem is solved by the method of developing a deposit of super-viscous oil with thermal effects, including the drilling of horizontal injection and production wells drilled under each other, and the horizontal injection well is located above the horizontal production well, as well as rows of vertical injection wells and production wells, injection of coolant into injection wells and selection of super-viscous oil from producing wells.
Новым является то, что ряд вертикальных нагнетательных скважин бурят над горизонтальной нагнетательной скважиной до пересечения с ней, а добывающие скважины выполняют наклонными, располагают в двух рядах по разные стороны от горизонтальных скважин и бурят до пересечения с горизонтальной добывающей скважиной, затем производят гидравлические разрывы пласта из горизонтальной нагнетательной скважины напротив каждой вертикальной нагнетательной скважины с образованием гидродинамических связей, аналогично производят гидравлические разрывы пласта из горизонтальной добывающей скважины напротив каждой наклонной добывающей скважины с образованием гидродинамических связей, осуществляют закачку теплоносителя в горизонтальную нагнетательную скважину и в вертикальные нагнетательные скважины, а отбор сверхвязкой нефти осуществляют через горизонтальную добывающую скважину и наклонные добывающий скважины до обводнения горизонтальной добывающей скважины, после чего забои добывающих наклонных скважин изолируют от гидродинамической связи с горизонтальной добывающей скважиной, а горизонтальную добывающую скважину переводят в контрольную, далее закачку теплоносителя осуществляют поочередно, то в вертикальные нагнетательные скважины, то в горизонтальную нагнетательную скважину, а отбор сверхвязкой нефти осуществляют из наклонных добывающих скважин до обводнения забоев добывающих наклонных скважин из горизонтальной нагнетательной скважины, после чего закачку теплоносителя в горизонтальную нагнетательную скважину прекращают и переводят ее в технологическую, далее осуществляют закачку только в вертикальные нагнетательные скважины, а отбор продолжают из наклонных добывающих скважин, причем в технологическую скважину периодически закачивают воду для снижения температуры до допустимой на участке возможного прорыва теплоносителя в наклонные добывающие скважины.What is new is that a series of vertical injection wells are drilled above a horizontal injection well before intersecting with it, and production wells are slanted, placed in two rows on opposite sides of horizontal wells and drilled to intersect with a horizontal producing well, then hydraulic fracturing is performed from horizontal injection well opposite each vertical injection well with the formation of hydrodynamic connections, similarly produce hydraulic times formation strata from a horizontal production well opposite each deviated production well with the formation of hydrodynamic connections; coolant is pumped into a horizontal injection well and vertical injection wells, and super-viscous oil is taken through a horizontal production well and inclined production wells until the horizontal production well is flooded, after which faces of producing deviated wells are isolated from hydrodynamic connection with horizontal producing wells azhina, and the horizontal production well is transferred to the control, then the coolant is pumped alternately, then into the vertical injection wells, then into the horizontal injection well, and the selection of super-viscous oil is carried out from the deviated production wells until the bottom faces of the producing deviated wells are flooded from the horizontal injection well, after which the coolant is stopped in the horizontal injection well and transferred to the technological well, then only the vertical is pumped ikalnye injection wells, and selection continued from the inclined producing wells, the wellbore into the process periodically pumped water to reduce the temperature to an acceptable on the site of possible breakout of coolant into the inclined production wells.
На фиг.1 и 2 показана схема разработки нефтяной залежи сверхвязкой нефти с термическим воздействием.Figure 1 and 2 shows a diagram of the development of oil deposits of super-viscous oil with thermal effects.
На фиг.3 показан тот же участок залежи в разрезе при попеременной закачке теплоносителя то в вертикальные скважины, то в горизонтальную нагнетательную скважину и отбора сверхвязкой нефти из наклонных добывающих скважин.Figure 3 shows the same section of the reservoir in the context of alternating injection of the coolant into vertical wells, then into a horizontal injection well and the selection of super-viscous oil from deviated production wells.
На фиг.4 показан тот же участок залежи в разрезе при закачке теплоносителя в вертикальные скважины и отборе сверхвязкой нефти из наклонных добывающих скважин.Figure 4 shows the same section of the reservoir in the context when the coolant is pumped into vertical wells and the selection of super-viscous oil from deviated production wells.
Суть способа заключается в следующем.The essence of the method is as follows.
Разработку залежи 1 сверхвязкой нефти (см. фиг.1) начинают с бурения и строительства горизонтальных нагнетательной 2 и добывающей 3 скважин, пробуренных друг под другом, причем горизонтальная нагнетательная скважина 2 размещена выше горизонтальной добывающей скважины 3.The development of superviscous oil reservoir 1 (see FIG. 1) begins with the drilling and construction of
Далее над горизонтальной нагнетательной скважиной 1 (см. фиг.2) осуществляют бурение и строительство вертикальных нагнетательных скважин 4, 4'…4n, которые бурят до пересечения с горизонтальной нагнетательной скважиной 1.Then, above the horizontal injection well 1 (see Fig. 2), drilling and construction of
Добывающие скважины 5, 5'…5n выполняют наклонными, располагают в двух рядах по разные стороны от горизонтальных скважин 2 и 3, размещенных одна под другой и бурят добывающие скважины 5, 5'…5n до пересечения с горизонтальной добывающей скважиной 3. Расстояния между скважинами подбирают опытным путем индивидуально для каждой залежи 1 сверхвязкой нефти.
Например, вертикальные нагнетательные скважины 4, 4'…4n бурят на расстоянии 100 метров друг от друга, а наклонные добывающие скважины 5, 5'…5n забуривают на расстоянии 100 метров от горизонтальных скважин 2 и 3 и на расстоянии 200 метров между друг от друга в каждом ряду. Затем производят кислотный гидравлический разрыв пласта в каждой вертикальной нагнетательной скважине 4, 4'...4n (см. фиг.1) с образованием гидродинамической связи с горизонтальной нагнетательной скважиной 1 и в каждой наклонной добывающей скважине 5, 5'...5n с образованием гидродинамической связи с горизонтальной добывающей скважиной 3.For example,
Гидравлические разрывы в залежи 1 сверхвязкой нефти производят из горизонтальной нагнетательной скважины 2 напротив каждой вертикальной нагнетательной скважины 4, 4'…4n с образованием гидродинамических связей 6, 6',…6n, аналогично производят гидравлические разрыва пласта из горизонтальной добывающей скважины 3 напротив каждой наклонной добывающей скважины 5, 5'…5n с образованием гидродинамических связей 7, 7'…7n.Hydraulic fractures in the
Гидравлические разрывы в залежи 1 осуществляют из горизонтальных скважин 2 и 3 любым известным способом, например как описано в патенте РФ №2176021 «Способ многократных гидравлических разрывов в горизонтальных скважинах», опубл. в бюл. №32 от 20.11.2001 г. или как патенте РФ №2362010 «Способ многократного гидравлического разрыва горизонтального ствола скважины», МПК 8 Е21В Е21В 43/26, Е21В 43/17, опубл. в бюл. №20 от 20.07.2009 г.Hydraulic fracturing in
По окончании бурения и строительства (как показано на фиг.1 и 2), и обустройства всех скважин насосным оборудованием (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) начинают закачку теплоносителя (пар, горячая вода, газ) в горизонтальную 2 (см. фиг.1) и вертикальные 4, 4'…4n нагнетательные скважины.Upon completion of drilling and construction (as shown in FIGS. 1 and 2), and the arrangement of all wells with pumping equipment (not shown in FIGS. 1, 2, 3, 4), the coolant (steam, hot water, gas) is injected into horizontal 2 (see figure 1) and vertical 4, 4 '... 4 n injection wells.
Теплоноситель, достигнув залежи 1, начинает прогревать в ней сверхвязкую нефть. В результате прогревания сверхвязкая нефть разжижается, то есть снижается его вязкость, и в прогретом состоянии сверхвязкая нефть поступает через фильтр (не показано) в горизонтальную 3 и наклонные 5, 5'…5n добывающие скважины, из которых в последствии происходит ее отбор.The coolant, having reached
Таким образом, осуществляют разработку залежи 1 до обводнения горизонтальной добывающей скважины 3, после чего забои добывающих наклонных скважин 5, 5'…5n изолируют от гидродинамической связи с горизонтальной добывающей скважиной 3. Изоляцию забоев 8, 8'…8n (см. фиг.3) наклонных добывающих скважин 5, 5'…5n осуществляют постепенно по мере их обводнения любым известным способом, например установкой пакер-пробки (см. патент РФ №2395668, МПК 8 Е21В Е21В 33/12, опубл. в бюл. №21 от 27.07.2010 г.) или заливкой забоя цементным раствором без давления. После изоляции всех забоев 8, 8'…8n наклонных добывающих скважин 5, 5', 5″…5n горизонтальную добывающую скважину 3 переводят в контрольную 9 (см. фиг.3). Для этого оснащают ее термодатчиками, спущенными на оптико-волоконном кабеле (на фиг.1, 2, 3 и 4 не показано).Thus, the development of
На основе анализа термограмм, снимаемых по показаниям термодатчиков, осуществляют поочередную закачку теплоносителя то в вертикальные нагнетательные скважины 4, 4'…4n (см. фиг.3), то в горизонтальную нагнетательную скважину 2, а отбор сверхвязкой нефти осуществляют из наклонных добывающих скважин 5, 5'…5n. Например, по достижении температуры 85°С в интервале горизонтальных скважин 2 и 3 залежи 1 сверхвязкой нефти, которая предшествует прорыву теплоносителя в стволы наклонных добывающих скважин 5, 5'…5n термодатчики посылают сигнал на пульт управления (на фиг.1 и 2, 3 и 4 не показано), который останавливает закачку теплоносителя в горизонтальную нагнетательную скважину 2 и начинает закачку теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины 4, 4'…4n.Based on the analysis of thermograms taken according to the readings of temperature sensors, the coolant is pumped alternately into
В процессе закачки теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины 4, 4'…4n происходит снижение температуры, в интервале горизонтальных скважин 2 и 3 залежи 1 сверхвязкой нефти вследствие отсутствия закачки теплоносителя в залежь 3 через горизонтальную наклонную скважину 2, которое контролируется термодатчиками, спущенными в горизонтальную скважину 3. Как только температура достигает, например, до 40°С термодатчики посылают сигнал на пульт управления (на фиг.1 и 2, 3 и 4 не показано), который останавливает закачку теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины 4, 4'…4n и начинают закачку теплоносителя в горизонтальную нагнетательную скважину 2.In the process of pumping coolant into
Таким образом, разработку залежи 1 осуществляют до обводнения забоев добывающих наклонных скважин 5, 5'…5n из горизонтальной нагнетательной скважины 2 (см. фиг.4), при этом постепенно по мере обводнения забоев добывающих наклонных скважин 5, 5'…5n осуществляют их дополнительную изоляцию любым известным способом, например как описано выше переустановкой в стволах наклонных скважин 5, 5', 5n…5n пакер-пробок или наращиванием забоев 8, 8'…8n (см. фиг.4) соответствующих добывающих наклонных скважин 5, 5'…5n заливкой цементным раствором без давления. После этого закачку теплоносителя в горизонтальную нагнетательную скважину 2 прекращают и переводят ее в технологическую 10.Thus, the development of
Далее закачку теплоносителя осуществляют только в вертикальные нагнетательные скважины 4, 4'…4n, а отбор разогретой сверхвязкой нефти продолжают из наклонных добывающих скважин 5, 5'…5n до полной выработки залежи, причем в технологическую скважину 10 периодически закачивают воду для снижения температуры до допустимой на участке возможного прорыва теплоносителя в одну или несколько наклонных добывающих скважин 4, 4'…4n. Например, по данным термодатчиков, снимаемых с контрольной скважины 8, температура на участке вертикальных добывающих скважин 4', 4” достигла 85С°, что предшествует прорыву теплоносителя в стволы вертикальных добывающих скважин 4'. Для этого спускают в горизонтальную технологическую скважину 7 колонну труб с двухпакерной компоновкой (на фиг.1, 2, 3 и 4 не показано), отсекают участок горизонтальной скважины 7 (см. фиг.4) напротив вертикальных добывающих скважин 4' и производят по колонне труб закачку воды до снижения температуры на этом участке, например, до температуры 60С°, о чем свидетельствуют показания термодатчиков, снимаемых из горизонтальной технологической скважины 7. Таким образом, постепенно вырабатывают запасы сверхвязкой нефти в залежи с послойной неоднородностью из участков, расположенных выше горизонтальных скважин 2 и 3.Next, the coolant is pumped only into
Предлагаемый способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти и битума позволяет произвести дополнительное вовлечение в разработку участки залежи сверхвязкой нефти с послойной неоднородностью, расположенные непосредственно над горизонтальными скважинами, а возможность контроля за температурой разжижения сверхвязкой нефти в залежи и снижения этой температуры в залежи подачей воды в необходимый участок залежи позволяет предотвратить прорыв теплоносителя в стволы добывающих скважин в процессе разработки залежи, а исключение необходимости перевода скважин из нагнетательных в добывающие и наоборот позволяет снизить финансовые затраты на осуществление способа.The proposed method of thermal exposure of a highly viscous oil and bitumen deposit to the reservoir allows for additional involvement in the development of sections of an extra-viscous oil reservoir with layer-by-layer heterogeneity located directly above horizontal wells, and the ability to control the temperature of the super-viscous oil liquefaction temperature and reduce this temperature in the reservoir by supplying water to the required the site of the deposit allows to prevent the breakthrough of the coolant in the trunks of producing wells during the development of the reservoir The need to transfer wells from injection to production and vice versa allows to reduce financial costs for the implementation of the method.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012101898/03A RU2486335C1 (en) | 2012-01-19 | 2012-01-19 | Method of development for ultraviscous oil deposits with thermal influence |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012101898/03A RU2486335C1 (en) | 2012-01-19 | 2012-01-19 | Method of development for ultraviscous oil deposits with thermal influence |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2486335C1 true RU2486335C1 (en) | 2013-06-27 |
Family
ID=48702265
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012101898/03A RU2486335C1 (en) | 2012-01-19 | 2012-01-19 | Method of development for ultraviscous oil deposits with thermal influence |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2486335C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2645058C1 (en) * | 2017-02-10 | 2018-02-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscous oil deposit with cyclic steam soaking |
| RU2669950C1 (en) * | 2017-12-28 | 2018-10-17 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Method for development of high-viscosity oil deposit |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4718485A (en) * | 1986-10-02 | 1988-01-12 | Texaco Inc. | Patterns having horizontal and vertical wells |
| RU1805212C (en) * | 1990-01-04 | 1993-03-30 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Process of development of oil fields |
| RU1830411C (en) * | 1991-01-29 | 1993-07-30 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method of exploitation of high viscosity oil deposits |
| RU2199656C2 (en) * | 2001-04-17 | 2003-02-27 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of thermal stimulation of high-viscosity oil deposit |
| RU2368767C1 (en) * | 2008-03-31 | 2009-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | High-viscous and heavy oil field development method with thermal action |
-
2012
- 2012-01-19 RU RU2012101898/03A patent/RU2486335C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4718485A (en) * | 1986-10-02 | 1988-01-12 | Texaco Inc. | Patterns having horizontal and vertical wells |
| RU1805212C (en) * | 1990-01-04 | 1993-03-30 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Process of development of oil fields |
| RU1830411C (en) * | 1991-01-29 | 1993-07-30 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method of exploitation of high viscosity oil deposits |
| RU2199656C2 (en) * | 2001-04-17 | 2003-02-27 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of thermal stimulation of high-viscosity oil deposit |
| RU2368767C1 (en) * | 2008-03-31 | 2009-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | High-viscous and heavy oil field development method with thermal action |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2645058C1 (en) * | 2017-02-10 | 2018-02-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscous oil deposit with cyclic steam soaking |
| RU2669950C1 (en) * | 2017-12-28 | 2018-10-17 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Method for development of high-viscosity oil deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2425969C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit | |
| RU2350747C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2531963C1 (en) | Development of thick oil or bitumen deposits | |
| RU2305762C1 (en) | Method for viscous oil or bitumen deposit field development | |
| US10995596B2 (en) | Single well cross steam and gravity drainage (SW-XSAGD) | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2442884C1 (en) | Method for development of high-viscosity and heavy oil with thermal action | |
| RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
| CN105178931A (en) | Method for increasing initial production speed of SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) | |
| RU2513484C1 (en) | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2486335C1 (en) | Method of development for ultraviscous oil deposits with thermal influence | |
| RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
| RU2526047C1 (en) | Development of extra-heavy crude oil | |
| RU2334098C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| RU2434129C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposit | |
| CN107401397A (en) | The method for communicating of dual horizontal well | |
| RU2555163C1 (en) | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells | |
| RU2483207C2 (en) | Development method of fractured high-viscosity oil deposit | |
| RU2467161C1 (en) | Thermal well method of developing fractured deposit of extra-heavy oil | |
| RU2425968C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit | |
| RU2447272C1 (en) | Method of massive deposit development | |
| CA2963459A1 (en) | The method of thermal reservoir stimulation | |
| RU2690588C2 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2268356C1 (en) | Method for thermal action application to highly-viscous oil deposit | |
| RU2431743C1 (en) | Procedure for development of deposits of high viscous oil and bitumen by means of wells with horizontal inclined sections |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160120 |