RU2527051C1 - Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect - Google Patents
Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect Download PDFInfo
- Publication number
- RU2527051C1 RU2527051C1 RU2012157795/03A RU2012157795A RU2527051C1 RU 2527051 C1 RU2527051 C1 RU 2527051C1 RU 2012157795/03 A RU2012157795/03 A RU 2012157795/03A RU 2012157795 A RU2012157795 A RU 2012157795A RU 2527051 C1 RU2527051 C1 RU 2527051C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- horizontal
- well
- producer
- formation
- oil saturation
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity oils or bitumen under thermal influence.
Известен способ разработки залежей вязких нефтей и битумов (патент РФ №2322576, МПК E21B 43/24, опубл. бюл. №11 от 20.04.2008), включающий бурение добывающей двухустьевой скважины, крепление ее эксплуатационной колонной с перфорированным участком, расположенным в продуктивном пласте, размещение в полости скважины поршня с силовыми тягами, которые на устьях скважины соединены с приводным узлом, причем поршень выполнен с возможностью реверсивного движения в скважине, дополнительно бурят нагнетательную скважину с профилем, параллельным профилю добывающей скважины, крепят ее эксплуатационной колонной с перфорированным участком, расположенным в том же продуктивном пласте выше добывающей скважины, поршень устанавливают с возможностью взаимодействия непосредственно с эксплуатационной колонной добывающей скважины и реверсивного перемещения в ее пределах, скоростью перемещения поршня обеспечивают отбор вязкой нефти и битума со скоростью, превышающей скорость обратной фильтрации нефти из полости скважины перед движущимся поршнем в пласт, на силовых тягах, с обеих сторон поршня устанавливают глубинные датчики для контроля температуры и давления в процессе отбора продукции из добывающей скважины.A known method for the development of deposits of viscous oils and bitumen (RF patent No. 2322576, IPC E21B 43/24, publ. Bull. No. 11 from 04/20/2008), including drilling a producing double-wellbore, fixing its production string with a perforated section located in the reservoir placement of a piston in the well cavity of the piston with power rods that are connected to the drive unit at the mouths of the well, the piston being adapted to reverse movement in the well, additionally drill an injection well with a profile parallel to the production profile well, fasten it with a production string with a perforated section located in the same reservoir above the production well, the piston is installed to interact directly with the production string of the production well and reverse movement within it, the speed of the piston provides the selection of viscous oil and bitumen at a speed exceeding the rate of reverse oil filtration from the well cavity in front of the moving piston into the reservoir, on power rods, is installed on both sides of the piston Lebanon depth sensors for temperature and pressure control in the selection of products from the production well.
Недостатками способа являются большая обводненность продукции из-за прорыва воды из нижележащего водоносного пласта в добывающую скважину, снижение пластового давления, затрудненный подъем жидкости на поверхность.The disadvantages of the method are the large water cut of the product due to the breakthrough of water from the underlying aquifer into the producing well, a decrease in reservoir pressure, and difficulty in raising the liquid to the surface.
Также известен способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов при тепловом воздействии (патент РФ №2425969, МПК E21B 43/24, опубл. бюл. №11 от 10.08.2011), включающий строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, в котором горизонтальные скважины бурят параллельно в противоположных направлениях с размещением забоя напротив входа горизонтальной близлежащей скважины в пласт.Also known is a method of developing deposits of highly viscous oils and bitumen under heat exposure (RF patent No. 2425969, IPC E21B 43/24, publ. Bulletin No. 11 of 08/10/2011), including the construction of a producing well with a horizontal exposed section in the reservoir, the construction of an injection wells with a horizontal uncovered section located above a similar section of a producing well in the same formation, pumping coolant into an injection well and selecting production from the producing well in which horizontal wells are in parallel in opposite directions with the placement of the face opposite the entrance of a horizontal nearby well into the formation.
Недостатками способа являются сложность регулирования самого процесса горения, а также потери углеводородов при его реализации.The disadvantages of the method are the difficulty of regulating the combustion process itself, as well as the loss of hydrocarbons during its implementation.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2287677, МПК E21B 43/24, опубл. бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины, параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины. После создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар в малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давления раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing a highly viscous oil deposit (RF patent No. 2287677, IPC E21B 43/24, publ. Bulletin No. 32 of 11/20/2006), which includes the construction of a production double-well horizontal well, a double-well injection pump is being built in parallel with it horizontal well, create a permeable zone between the wells due to the injection of water vapor into both wells. After creating a permeable zone, steam is supplied only to the injection double-well horizontal well, and products are taken from the producing double-well horizontal well, and the degree of dryness of the injected steam is periodically alternated, first, steam of high dryness is pumped to increase the injectivity of the double-well horizontal well and the proportion of steam in the selected product and then steam is injected in a small degree of dryness, the volume of which is determined by the increase in discharge pressure, which I maintain not exceeding the opening pressure of the vertical cracks and the product collected by extractive dvuhustevoy horizontal well to completely deplete the producing formation.
Недостатками способа являются большая обводненность продукции из-за прорыва воды из нижележащего водоносного пласта в добывающую скважину, снижение пластового давления, затрудненный подъем жидкости на поверхность.The disadvantages of the method are the large water cut of the product due to the breakthrough of water from the underlying aquifer into the producing well, a decrease in reservoir pressure, and difficulty in raising the liquid to the surface.
Техническими задачами данного способа являются повышение нефтеотдачи, снижение обводненности продукции, поддержание пластового давления и температуры в стволе добывающей скважины.The technical objectives of this method are to increase oil recovery, reduce water cut, maintaining reservoir pressure and temperature in the wellbore.
Технические задачи решаются способом разработки залежей высоковязких нефтей и битумов при тепловом воздействии, включающим строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины.Technical problems are solved by the method of developing deposits of high-viscosity oils and bitumen during thermal exposure, including the construction of a production well with a horizontal open section in the producing formation, the construction of an injection well with a horizontal open section located above a similar section of the production well in the same formation, pumping the coolant into the injection well and selecting production from the production well.
Новым является то, что горизонтальные скважины бурят параллельно в противоположных направлениях с размещением забоя напротив входа горизонтальной близлежащей скважины в пласт, по геофизическим исследованиям определяют нефтенасыщенность в зоне добывающей скважины, в зависимости от нефтенасыщенности в интервалы с наименьшей нефтенасыщенностью закачивают водонепроницаемый состав, для исключения гидродинамической связи, изоляцию указанных участков производят с охватом смежных участков по 2-3 м с каждой стороны, закачку теплоносителя над изолированным участком добывающей скважины производят в меньшем объеме по сравнению с другими зонами за счет того, что по стволу горизонтальной нагнетательной скважины интервал вскрытия больше в 2 раза над изолированными участками горизонтальной добывающей скважины, чем над другими зонами.New is that horizontal wells are drilled in parallel in opposite directions with the bottom being placed opposite the entrance of a horizontal nearby well into the formation, according to geophysical studies, the oil saturation in the zone of the producing well is determined, depending on the oil saturation, the waterproof composition is pumped into the intervals with the lowest oil saturation to exclude hydrodynamic communication , the isolation of these sections is carried out with the coverage of adjacent sections of 2-3 m on each side, the injection of coolant al insulated portion of the production well to produce a smaller volume compared to other areas due to the fact that the trunk of a horizontal injection well opening interval is greater than 2-fold above the horizontal production well insulated portions than at other areas.
Сущность изобретения.SUMMARY OF THE INVENTION
В предложенном способе решаются задачи повышения нефтеотдачи, уменьшения объема закачки вытесняющего агента, снижения обводненности продукции, поддержания пластового давления, а также поддержания температуры пластового флюида, разогретого от закачки теплоносителя в стволе добывающей скважины, что облегчает его подъем на поверхность.The proposed method solves the problems of increasing oil recovery, decreasing the injection volume of the displacing agent, reducing the water cut of the product, maintaining the reservoir pressure, as well as maintaining the temperature of the reservoir fluid heated from the coolant injection in the wellbore, which facilitates its rise to the surface.
На чертеже представлена модель продуктивного участка пласта залежи высоковязкой нефти или битумов, где:The drawing shows a model of a productive section of the reservoir of high-viscosity oil or bitumen, where:
1 - продуктивный пласт высоковязких нефтей или битумов;1 - productive layer of high viscosity oils or bitumen;
2 - горизонтальная добывающая скважина;2 - horizontal production well;
3 - горизонтальная нагнетательная скважина;3 - horizontal injection well;
4 - водонасыщенные пропластки.4 - water-saturated interlayers.
Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.
В подошве продуктивного пласта 1 (см. фигуру) бурят одноустьевую или двухустьевую горизонтальную добывающую скважину 2, через которую пойдет отбор продукции на расстоянии от водонефтяного контакта h 2-3 м. Далее бурят горизонтальную нагнетательную скважину 3, через которую будет производиться закачка теплоносителя, например пара.At the bottom of the reservoir 1 (see the figure), a single well or double mouth horizontal production well 2 is drilled through which the product will be taken at a distance from the oil-water contact h 2-3 m. Next, a horizontal injection well 3 will be drilled through which the coolant will be pumped, for example couple.
По горизонтальной добывающей скважине 2 проводятся геофизические исследования, определяется пористость, проницаемость, нефтенасыщенность. По параметру "нефтенасыщенность" учитываются зональные неоднородности. Исходя из данных исследований относительных фазовых проницаемостей по кернам, определяется критическая нефтенасыщенность, при которой будет наблюдаться поступление высокообводненной продукции. Выделяются интервалы 4 в добывающей скважине, в которых нефтенасыщенность ниже установленного критического значения. Производится обработка данных интервалов водоизоляционным составом 5 с охватом смежных участков по 2 м с каждой стороны. Далее по способу в горизонтальную нагнетательную скважину 3 закачивают теплоноситель, например пар, температурой 180-250°C, при этом над изолированными интервалами 5 горизонтальной добывающей скважины 2 закачку теплоносителя производят в меньшем объеме. Добывающая горизонтальная скважина 2 работает в обычном режиме.Geophysical surveys are conducted on horizontal production well 2, and porosity, permeability, and oil saturation are determined. The parameter "oil saturation" takes into account zonal inhomogeneities. Based on the data of studies of the relative phase permeabilities of the cores, the critical oil saturation is determined, at which the flow of highly watered products will be observed. Intervals 4 are distinguished in the producing well in which the oil saturation is below the established critical value. The processing of these intervals with a waterproofing composition of 5 is carried out with the coverage of adjacent sections of 2 m on each side. Further, according to the method, a coolant, for example, steam, is pumped into a horizontal injection well 3, at a temperature of 180-250 ° C, and a smaller volume is injected over the isolated intervals 5 of the horizontal production well 2. Horizontal production well 2 is operating normally.
Тепло от пара снижает вязкость тяжелой нефти или битума, способствует ее продвижению к стволу горизонтальной добывающей скважины 2. Закачку пара ведут до полной выработки межскважинной зоны.Heat from steam reduces the viscosity of heavy oil or bitumen, contributes to its advancement to the horizontal well bore 2. The steam is injected until the interwell zone is fully developed.
Изоляция водонасыщенных пропластков 4, через которые проходит добывающая скважина 2 (см. чертеж), позволит снизить обводненность продукции и тем самым рационально использовать внутрипластовое давление в залежи, а также избежать снижения температуры в стволе скважины, что даст возможность не повышать вязкость пластового флюида и облегчить его подъем на поверхность, уменьшить объемы закачки вытесняющего агента и увеличить площадь охвата воздействием.The isolation of water-saturated interlayers 4 through which production well 2 passes (see the drawing) will allow to reduce the water cut of the product and thereby rationally use the in-situ pressure in the reservoir, as well as to avoid lowering the temperature in the wellbore, which will make it possible to not increase the viscosity of the formation fluid and facilitate its rise to the surface, reduce the volume of injection of the displacing agent and increase the area of coverage by exposure.
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
Разрабатывают залежь высоковязкой нефти. На ней имеется высокопродуктивная зона толщиной 50-60 м с температурой 8°C, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д. ед., пористостью 0,3 д. ед, проницаемостью 0,6 мкм2, плотностью нефти 956 кг/м3 и вязкостью 600 мПа·с.Develop a reservoir of high-viscosity oil. It has a highly productive zone 50-60 m thick with a temperature of 8 ° C, a pressure of 0.5 MPa, an oil saturation of 0.70 units, a porosity of 0.3 units, a permeability of 0.6 μm 2 , and an oil density of 956 kg / m 3 and a viscosity of 600 MPa · s.
В подошве продуктивного пласта 1 (см. чертеж) бурят одноустьевую или двухустьевую горизонтальную добывающую скважину 2 длиной 150 м, через которую пойдет отбор и контроль продукции, на расстоянии от водонефтяного контакта 2-3 м. Далее бурят горизонтальную нагнетательную скважину 3 длиной 140 м, через которую будет производиться закачка теплоносителя, например пара. Расстояние между скважинами 20 м.At the bottom of the reservoir 1 (see drawing), a single well or double mouth horizontal production well 2 is drilled 150 m long, through which production sampling and control will go, at a distance of 2-3 m from the oil-water contact. Next, a horizontal injection well 3 3 with a length of 140 m will be drilled, through which coolant, for example steam, will be pumped. The distance between the wells is 20 m.
По горизонтальной добывающей скважине 2 проводятся геофизические исследования, определяется пористость, проницаемость, нефтенасыщенность. По параметру "нефтенасыщенность" учитываются зональные неоднородности. Исходя из данных исследований относительных фазовых проницаемостей по кернам, критическая нефтенасыщенность составила 0,4 д. ед. Было выделено два интервала 4 в добывающей скважине, в которых нефтенасыщенность ниже установленного критического значения:Geophysical surveys are conducted on horizontal production well 2, and porosity, permeability, and oil saturation are determined. The parameter "oil saturation" takes into account zonal inhomogeneities. Based on data from studies of the relative phase permeability of the core samples, the critical oil saturation was 0.4 units. Two intervals 4 were allocated in the production well, in which the oil saturation is below the established critical value:
1. 101,0-105,6 м (средняя нефтенасыщенность интервала 0,37 д. ед.).1. 101.0-105.6 m (average oil saturation of the interval 0.37 units).
2. 133,4-140,6 м (средняя нефтенасыщенность интервала 0,32 д. ед.).2. 133.4-140.6 m (average oil saturation of the interval 0.32 d. Units).
Производится обработка данных интервалов водоизоляционным составом 5 с охватом смежных участков по 2 м с каждой стороны. В результате были изолированы интервалы:The processing of these intervals with a waterproofing composition of 5 is carried out with the coverage of adjacent sections of 2 m on each side. As a result, the intervals were isolated:
99,0-107,6 м;99.0-107.6 m;
131,4-142,6 м.131.4-142.6 m.
По стволу горизонтальной нагнетательной скважины 3, над изолированными зонами 5 добывающей горизонтальной скважины 2 интервал вскрытия составляет 1 м. В остальных зонах интервал вскрытия составляет 0,5 м.On the trunk of the horizontal injection well 3, above the isolated zones 5 of the producing horizontal well 2, the opening interval is 1 m. In the remaining zones, the opening interval is 0.5 m.
Далее через горизонтальную нагнетательную скважину 3 производят закачку пара по всему стволу температурой 180-250°C, сухостью 0,8 д. ед. до достижения температуры добываемой продукции пласта 1, близкой к критической (100-110°C). После чего объем закачки пара снижают во избежание прорыва пара и для поддержания "паровой подушки".Next, through a horizontal injection well 3, steam is injected throughout the bore with a temperature of 180-250 ° C and a dryness of 0.8 units. until the temperature of the produced products of reservoir 1 is close to critical (100-110 ° C). After that, the steam injection volume is reduced in order to avoid steam breakthrough and to maintain the “steam cushion”.
Тепло от пара снижает вязкость тяжелой нефти или битума, способствует ее продвижению к стволу вертикальной добывающей скважины 2. Закачку пара ведут до полной выработки межскважинной зоны.Heat from steam reduces the viscosity of heavy oil or bitumen, contributes to its advancement to the barrel of a vertical producing well 2. Steam is injected until the interwell zone is fully developed.
Благодаря данному способу разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии повышается нефтеотдача пласта, снижается обводненность продукции, уменьшаются объемы закачки вытесняющего агента, поддерживается пластовое давление, а также не снижается температура пластового флюида, разогретого от закачки теплоносителя в стволе добывающей скважины, что облегчает его подъем на поверхность.Thanks to this method of developing deposits of high-viscosity oils or bitumen, thermal oil recovery increases, water cut is reduced, injection volumes of the displacing agent are reduced, formation pressure is maintained, and the temperature of the formation fluid heated from the coolant injection in the well bore is not reduced, which makes it easier rise to the surface.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012157795/03A RU2527051C1 (en) | 2012-12-27 | 2012-12-27 | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012157795/03A RU2527051C1 (en) | 2012-12-27 | 2012-12-27 | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012157795A RU2012157795A (en) | 2014-07-10 |
| RU2527051C1 true RU2527051C1 (en) | 2014-08-27 |
Family
ID=51215578
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012157795/03A RU2527051C1 (en) | 2012-12-27 | 2012-12-27 | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2527051C1 (en) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2663524C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones |
| RU2663529C1 (en) * | 2017-07-06 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of high deposits of high viscosity oil with water-oil intervals |
| RU2663521C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones |
| RU2669968C1 (en) * | 2017-12-05 | 2018-10-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for mining deposits of bituminous oil from horizontal well |
| RU2673498C1 (en) * | 2017-12-05 | 2018-11-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil or bitumen reserves with heat exposure |
| RU2684262C1 (en) * | 2018-03-30 | 2019-04-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones |
| 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 |
| RU2690586C1 (en) * | 2018-09-10 | 2019-06-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones |
| RU2690588C2 (en) * | 2017-10-12 | 2019-06-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
| RU2739013C1 (en) * | 2019-11-12 | 2020-12-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4804043A (en) * | 1987-07-01 | 1989-02-14 | Mobil Oil Corp. | Process for selective placement of polymer gels for profile control in thermal oil recovery |
| RU2287677C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil-bitumen deposit |
| RU2322576C1 (en) * | 2006-07-04 | 2008-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for highly-viscous oil and bitumen production |
| RU2334096C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of massive type high-viscosity oil pool development |
| RU2367792C2 (en) * | 2007-08-30 | 2009-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Method of processing oil-field strata |
| RU2425969C1 (en) * | 2010-08-18 | 2011-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscous oil deposit |
-
2012
- 2012-12-27 RU RU2012157795/03A patent/RU2527051C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4804043A (en) * | 1987-07-01 | 1989-02-14 | Mobil Oil Corp. | Process for selective placement of polymer gels for profile control in thermal oil recovery |
| RU2287677C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil-bitumen deposit |
| RU2322576C1 (en) * | 2006-07-04 | 2008-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for highly-viscous oil and bitumen production |
| RU2367792C2 (en) * | 2007-08-30 | 2009-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Method of processing oil-field strata |
| RU2334096C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of massive type high-viscosity oil pool development |
| RU2425969C1 (en) * | 2010-08-18 | 2011-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscous oil deposit |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2663529C1 (en) * | 2017-07-06 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of high deposits of high viscosity oil with water-oil intervals |
| RU2663524C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones |
| RU2663521C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones |
| RU2690588C2 (en) * | 2017-10-12 | 2019-06-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
| RU2669968C1 (en) * | 2017-12-05 | 2018-10-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for mining deposits of bituminous oil from horizontal well |
| RU2673498C1 (en) * | 2017-12-05 | 2018-11-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil or bitumen reserves with heat exposure |
| RU2684262C1 (en) * | 2018-03-30 | 2019-04-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones |
| RU2684262C9 (en) * | 2018-03-30 | 2019-11-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones |
| 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 |
| RU2690586C1 (en) * | 2018-09-10 | 2019-06-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones |
| RU2739013C1 (en) * | 2019-11-12 | 2020-12-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2012157795A (en) | 2014-07-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2527051C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect | |
| 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 | |
| CA2744749C (en) | Basal planer gravity drainage | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2582529C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
| RU2468194C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections | |
| RU2289685C1 (en) | Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2531412C1 (en) | Method of superviscous oil field development | |
| RU2446280C1 (en) | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit | |
| RU2528309C1 (en) | Method of oil pool development by horizontal wells with multiple hydraulic fracturing | |
| RU2504646C1 (en) | Method of oil deposit development using flooding | |
| RU2467161C1 (en) | Thermal well method of developing fractured deposit of extra-heavy oil | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2431745C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of two well head horizontal wells | |
| RU2720725C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit | |
| RU2719882C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit at late stage | |
| RU2691234C2 (en) | Development method of super-viscous oil deposit | |
| RU2693055C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2690586C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2514044C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| RU2505668C1 (en) | Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells |