RU2537456C1 - Development method of deposit of high-viscosity and heavy crude oil with thermal impact - Google Patents
Development method of deposit of high-viscosity and heavy crude oil with thermal impact Download PDFInfo
- Publication number
- RU2537456C1 RU2537456C1 RU2013148287/03A RU2013148287A RU2537456C1 RU 2537456 C1 RU2537456 C1 RU 2537456C1 RU 2013148287/03 A RU2013148287/03 A RU 2013148287/03A RU 2013148287 A RU2013148287 A RU 2013148287A RU 2537456 C1 RU2537456 C1 RU 2537456C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- production well
- production
- wells
- axis
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к разработке высоковязкой и тяжелой нефти.The invention relates to the development of oil fields, in particular to the development of high viscosity and heavy oil.
Известен способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти и битума (патент RU №2373384, МПК E21B 43/24, опубл. 20.11.2009, бюл. №32), включающий бурение нагнетательных горизонтальных скважин, бурение добывающей горизонтальной скважины под каждой нагнетательной скважиной в пределах этого же продуктивного пласта для отбора высоковязкой нефти и битума, закачку теплоносителя в горизонтальные скважины, при этом бурят ряды вертикальных добывающих скважин для отбора высоковязкой нефти и битума, между рядами вертикальных добывающих скважин в пределах продуктивного пласта бурят ряды упомянутых выше горизонтальных скважин, отбирают высоковязкую нефть и битум из горизонтальных добывающих скважин до прорыва теплоносителя в вертикальные добывающие скважины из горизонтальных нагнетательных скважин, после чего закачку теплоносителя в горизонтальные нагнетательные скважины прекращают и переводят их в добывающие скважины, а горизонтальные добывающие скважины - в нагнетательные скважины, в дальнейшем при прорыве теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин, переведенных ранее из добывающих в вертикальные добывающие скважины, производят обратную замену по переводу горизонтальных нагнетательных скважин в добывающие скважины, а горизонтальных добывающих скважин - в нагнетательные скважины и цикл повторяют до выработки пласта, а при снижении дебита продуктивного пласта вертикальные добывающие скважины в рядах через одну переводят в нагнетательные.A known method of thermal exposure to a reservoir of highly viscous oil and bitumen (patent RU No. 2373384, IPC E21B 43/24, published on November 20, 2009, bull. No. 32), including drilling horizontal injection wells, drilling a horizontal production well under each injection well within the same productive formation for the selection of highly viscous oil and bitumen, the injection of coolant into horizontal wells, while drilling rows of vertical production wells for the selection of highly viscous oil and bitumen, between the rows of vertical production wells in the A series of the horizontal wells mentioned above are drilled, high-viscosity oil and bitumen are taken from horizontal production wells before the coolant breaks into vertical production wells from horizontal injection wells, after which the coolant is not pumped into horizontal injection wells and transferred to production wells, and horizontal production wells wells - to injection wells, in the future, when the coolant breaks out of horizontal injection wells, transferred From the production wells to vertical production wells, the horizontal wells are replaced back into production wells, and the horizontal production wells are converted into injection wells and the cycle is repeated until the formation is produced, and if the production rate decreases, the vertical production wells in rows are converted into rows in one injection.
Недостатки способа:The disadvantages of the method:
- во-первых, высокие финансовые и материальные затраты на реализацию способа, связанные с бурением горизонтальной скважины, а также подготовкой теплоносителя (пара) и его закачкой, а именно привлечением насосного оборудования, наземного трубопровода и колонны труб, спущенной в нагнетательную скважину;- firstly, the high financial and material costs associated with the implementation of the method associated with drilling a horizontal well, as well as the preparation of a coolant (steam) and its injection, namely the involvement of pumping equipment, an onshore pipeline and a pipe string lowered into the injection well;
- во-вторых, малая эффективность разработки залежи высоковязкой нефти, так как отбор разогретой высоковязкой и тяжелой нефти осуществляется совместно с попутной водой, образуемой в пласте вследствие конденсации пара;- secondly, the low efficiency of the development of high-viscosity oil deposits, since the selection of heated high-viscosity and heavy oil is carried out together with the associated water formed in the reservoir due to steam condensation;
- в-третьих, невозможность полной выработки запасов высоковязкой и тяжелой нефти из призабойной зоны добывающих скважин из-за прорыва пара в стволы добывающих скважин.- thirdly, the impossibility of the full development of high-viscosity and heavy oil reserves from the bottom-hole zone of production wells due to steam breakthrough into production wellbores.
Известен способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием (патент RU №2368767, МПК E21B 43/24, опубл. 27.07.2009, бюл. №27), 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.A known method of developing deposits of high viscosity and heavy oil with thermal exposure (patent RU No. 2368767, IPC E21B 43/24, publ. 07/27/2009, bull. No. 27), including drilling rows of vertical injection and production wells, drilling horizontal injection wells along the rows vertical wells, coolant pumped into horizontal wells and selection of highly viscous and heavy oil from vertical production and injection wells, while under each horizontal injection well within the same reservoir an additional horizontal production well is selected for the extraction of highly viscous 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 pumped into vertical injection wells the wells are stopped and transferred to production wells, and those production wells into which the coolant has broken through are transferred to injection wells in the future, when the coolant breaks out from horizontal injection wells to vertical production wells that were previously transferred from injection wells, they replace the vertical injection wells into production wells, and vertical production wells into injection wells and the cycle is repeated until the bottom-hole zones of vertical and horizontal wells.
Недостатки способа:The disadvantages of the method:
- во-первых, высокие финансовые и материальные затраты на реализацию способа, связанные с бурением горизонтальной скважины, а также подготовкой теплоносителя (пара) и его закачкой, а именно привлечением насосного оборудования, наземного трубопровода и колонны труб, спущенной в нагнетательную скважину;- firstly, the high financial and material costs associated with the implementation of the method associated with drilling a horizontal well, as well as the preparation of a coolant (steam) and its injection, namely the involvement of pumping equipment, an onshore pipeline and a pipe string lowered into the injection well;
- во-вторых, малая эффективность разработки залежи высоковязкой нефти, так как отбор разогретой высоковязкой и тяжелой нефти осуществляется совместно с попутной водой, образуемой в пласте вследствие конденсации пара;- secondly, the low efficiency of the development of high-viscosity oil deposits, since the selection of heated high-viscosity and heavy oil is carried out together with the associated water formed in the reservoir due to steam condensation;
- в-третьих, невозможность полной выработки запасов высоковязкой и тяжелой нефти из призабойной зоны добывающих скважин из-за прорыва пара в стволы добывающих скважин.- thirdly, the impossibility of the full development of high-viscosity and heavy oil reserves from the bottom-hole zone of production wells due to steam breakthrough into production wellbores.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти за счет полной выработки запасов высоковязкой и тяжелой нефти путем термического воздействия на залежь без применения теплоносителя, а также за счет увеличения охвата залежи, вовлеченной в разработку, и исключения прорыва теплоносителя в стволы добывающих скважин вследствие отсутствия закачки пара в нагнетательные скважины, а также снижение финансовых затрат на реализацию способа за счет исключения бурения горизонтальных добывающих скважин.The technical objectives of the proposal are to increase the development efficiency of a highly viscous and heavy oil deposit by fully developing the reserves of highly viscous and heavy oil by thermally influencing the reservoir without using a coolant, as well as by increasing the coverage of the reservoir involved in the development and eliminating the breakthrough of the coolant into the wells of production wells due to the lack of steam injection into injection wells, as well as the reduction in financial costs for the implementation of the method by eliminating horizontal drilling ny producing wells.
Поставленные технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием, включающим бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, разогрев пласта через нагнетательные скважины и отбор высоковязкой и тяжелой нефти из вертикальных добывающих скважин.The stated technical problems are solved by the method of developing deposits of high viscosity and heavy oil with thermal effects, including drilling rows of vertical injection and production wells, heating the formation through injection wells and selecting high viscosity and heavy oil from vertical production wells.
Новым является то, что сначала бурят одну вертикальную добывающую скважину, затем на расстоянии 30 м от добывающей скважины бурят наблюдательную скважину, спускают в наблюдательную скважину сейсмоприемник, обвязанный на устье с цифровой регистрирующей аппаратурой, осуществляют регистрацию сейсмических колебаний в добывающей скважине, производят гидроразрыв пласта в добывающей скважине, при этом в наблюдательной скважине осуществляют регистрацию сейсмических колебаний во время и после гидроразрыва с привязкой по времени с технологическими процессами производства гидроразрыва, по результатам обработки сейсмических сигналов определяют направление развития образованной при гидроразрыве пласта из добывающей скважины трещины и ее размеры по азимуту, затем с двух сторон от трещины гидроразрыва, образованной из добывающей скважины, и на расстоянии 15 м от оси трещины и параллельно ей бурят по одному ряду вертикальных нагнетательных скважин с расстоянием 15 м между скважинами, при этом количество нагнетательных скважин в ряду определяется длиной трещины, оснащают добывающую скважину и ряды нагнетательных скважин эксплуатационным оборудованием, причем в добывающую скважину спускают насосное оборудование, а в каждую нагнетательную скважину спускают электронагревательное оборудование на кабеле, осуществляют одновременное прогревание пласта через нагнетательные скважины и отбор разогретой высоковязкой и тяжелой нефти из добывающей скважины до полной выработки, после чего добывающую скважину переводят в наблюдательную, а параллельно стволу наблюдательной скважины, переведенной из добывающей скважины, на расстоянии 30 м бурят вторую добывающую скважину, после чего процесс, описанный выше, повторяют, начиная со спуска в наблюдательную скважину сейсмоприемника и проведения гидроразрыва пласта во второй добывающей скважине с образованием трещины и заканчивая полной выработкой запасов высоковязкой и тяжелой нефти из второй добывающей скважины, причем при отклонении оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, от параллельного направления к оси трещины, образованной из первой добывающей скважины, на угол 15° и менее для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины используют существующий ряд нагнетательных скважин, при этом дополнительный ряд бурят параллельно оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, аналогично, как описано для первой добывающей скважины, а при отклонении оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, от параллельного направления к оси трещины, образованной из первой добывающей скважины, на 15° и более для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины бурят новый ряд нагнетательных скважин параллельно оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, на расстоянии 15 м от нее и ликвидируют скважины существующего ряда нагнетательных скважин, находящиеся на расстоянии более 20 м и менее 10 м от оси трещины, образованной из второй добывающей скважины.What is new is that at first one vertical production well is drilled, then an observation well is drilled at a distance of 30 m from the production well, a seismic receiver tied to the wellhead with digital recording equipment is lowered into the observation well, seismic vibrations are recorded in the production well, hydraulic fracturing is performed in production well, while in the observation well, seismic vibrations are recorded during and after hydraulic fracturing with a time reference from a technolog According to the results of processing seismic signals, the direction of development of a fracture formed during hydraulic fracturing from a producing well and its dimensions in azimuth, then from two sides of a hydraulic fracture formed from a producing well, and at a distance of 15 m from the axis of the fracture and in parallel she is drilled in one row of vertical injection wells with a distance of 15 m between the wells, while the number of injection wells in the row is determined by the length of the crack, equip production the production well and the rows of injection wells with production equipment, and pumping equipment is lowered into the production well, and electric heating equipment is lowered into the cable to each injection well, the formation is simultaneously heated through the injection wells and the heated high-viscosity and heavy oil is taken from the production well to full production, after whereby the producing well is transferred to the observation well, and parallel to the trunk of the observation well, transferred from the producing well s, at a distance of 30 m, a second production well is drilled, after which the process described above is repeated, starting from the descent of the seismic receiver into the observation well and hydraulic fracturing in the second producing well with the formation of a crack and ending with the full development of reserves of high-viscosity and heavy oil from the second producing wells, and when the axis of the crack formed from the second production well deviates from a parallel direction to the axis of the crack formed from the first production well by an angle of 15 ° or less for the hole the bottomhole shoes of the second production well use the existing series of injection wells, with an additional row being drilled parallel to the axis of the fracture formed from the second production well, similarly as described for the first production well, and when the axis of the fracture formed from the second production well deviates from the parallel directions to the axis of the crack formed from the first production well by 15 ° or more to develop the bottom-hole zone of the second production well are drilling a new series of steam injection wells allel axis crack formed of a second production well at a distance of 15 m from an existing wellbore and eliminate a number of injection wells located at a distance greater than 20 m and less than 10 m from the axis of crack formed from the second production well.
На фиг.1 и 2 схематично изображен процесс реализации предлагаемого способа.Figure 1 and 2 schematically shows the process of implementing the proposed method.
Предлагаемый способ реализуют следующим образом.The proposed method is implemented as follows.
На залежи высоковязкой и тяжелой нефти бурят одну вертикальную добывающую скважину 1 (см. фиг.1). Затем на расстоянии 30 м от добывающей скважины 1 бурят наблюдательную скважину 2.On deposits of high viscosity and heavy oil, one vertical production well 1 is drilled (see Fig. 1). Then, at a distance of 30 m from the production well 1, an
Спускают в наблюдательную скважину 2 сейсмоприемники (на фиг.1 и 2 не показаны), обвязанные на устье с цифровой регистрирующей аппаратурой (не показана). Осуществляют регистрацию сейсмических колебаний в добывающей скважине.2 seismometers (not shown in FIGS. 1 and 2) are lowered into the observation well, tied at the wellhead with digital recording equipment (not shown). Seismic vibrations are recorded in the producing well.
Производят гидроразрыв пласта в добывающей скважине 1 (см. фиг.1) с получением трещины 3 гидроразрыва по любой известной технологии, например, как описано в патенте RU №2485306, МПК E21B 43/26, опубл. 20.06.2013.Produce hydraulic fracturing in the production well 1 (see figure 1) to obtain a
При этом в наблюдательной скважине 2 осуществляют регистрацию сейсмических колебаний во время гидроразрыва и после гидроразрыва с привязкой по времени с технологическими процессами производства гидроразрыва, например, согласно патенту №2319177, МПК G01V 1/00 «Способ контроля процесса гидроразрыва пласта залежи углеводородов», опубл. 10.03.2008.At the same time, in
По результатам обработки сейсмических сигналов определяют направление развития и размеры трещины 3, образованной при гидроразрыве пласта из добывающей скважины 1. Например, образуется трещина 3 длиной 90 м.According to the results of processing the seismic signals, the direction of development and the size of the
Проведение гидроразрыва пласта из добывающей скважины с образованием трещины позволяет увеличить охват залежи термическим воздействием и снизить финансовые затраты на реализацию способа за счет исключения бурения горизонтальных скважин.Hydraulic fracturing from the producing well with the formation of a crack allows to increase the coverage of the reservoir by thermal exposure and reduce the financial costs of implementing the method by eliminating the drilling of horizontal wells.
Затем с двух сторон от трещины 3 гидроразрыва, полученной из добывающей скважины 1, на расстоянии по 15 м от оси трещины 3 и параллельно оси трещины 3 бурят первый 4 и второй 5 ряды вертикальных нагнетательных скважин соответственно с расстоянием 15 м между скважинами. Например, в рядах 4 и 5 выполняют по 4 скважины с расстоянием 15 м между ними.Then, on both sides of the
Оснащают добывающую 1 и ряды 4 и 5 нагнетательных скважин эксплуатационным оборудованием. В добывающую скважину 1 спускают насосное оборудование любой известной конструкции, предназначенное для отбора разогретой высоковязкой и тяжелой нефти, например винтовой насос.Equip producing 1 and
В ряды 4 и 5 нагнетательных скважин спускают электронагревательное оборудование на кабеле, обеспечивающее прогревание по всей высоте пласта.In
В качестве электронагревательного оборудования используют, например, скважинный электродный нагреватель (СЭН), закрепленный и спущенный в нагнетательную скважину на конце колонны НКТ, соединенный с силовым кабелем и представляющий собой чередующиеся фазные диски-электроды (не показаны), помещенные в корпусе устройства.As electric heating equipment, for example, a downhole electrode heater (SEN) is used, fixed and lowered into an injection well at the end of the tubing string, connected to a power cable and consisting of alternating phase disks-electrodes (not shown) placed in the device case.
По силовому кабелю на фазные диски-электроды СЭН, заполненного токопроводящей жидкостью, подают напряжение, после чего от одного диска-электрода через жидкость к другому диску-электроду начинает течь ток, вызывая нагрев, кипение и образование пара, что в свою очередь ведет к теплообмену между корпусом устройства и внутрискважинной жидкостью, производя тепловую обработку призабойной зоны нагнетательной скважины.A voltage is applied to the phase disks-electrodes of the SEN filled with a conductive liquid through a power cable, after which a current begins to flow from one disk-electrode through the liquid to another disk-electrode, causing heating, boiling, and steam formation, which in turn leads to heat exchange between the body of the device and the downhole fluid, performing heat treatment of the bottom-hole zone of the injection well.
Применение данного электронагревательного устройства исключает попадание теплоносителя (пара) в призабойную зону нагнетательной скважины и обеспечивает равномерное прогревание пласта по всей его высоте скважинным электронагревателем.The use of this electric heating device eliminates the ingress of coolant (steam) into the bottom-hole zone of the injection well and ensures uniform heating of the formation over its entire height by the downhole electric heater.
На устье скважины производят обвязку кабеля каждой нагнетательной скважины рядов 4 и 5 с электрощитом (не показан).At the wellhead, a cable is strapped for each injection well in
Осуществляют одновременное прогревание пласта через ряды 4 и 5 нагнетательных скважин и отбор разогретой высоковязкой и тяжелой нефти из добывающей скважины 1 до полной выработки.Simultaneously warm the formation through
После чего добывающую скважину 1 переводят в наблюдательную 1′, а наблюдательную скважину 2 ликвидируют.Then the
Далее на расстоянии 30 м от первой добывающей скважины 1 параллельно ей бурят вторую добывающую скважину 6. Далее спускают в наблюдательную скважину 1′ сейсмоприемник, обвязанный на устье с цифровой регистрирующей аппаратурой и производят ГРП во второй добывающей скважине 6 с образованием трещины 3′, как описано выше.Next, at a distance of 30 m from the first production well 1, a second production well 6 is drilled parallel to it. Next, a seismic receiver connected to the well with digital recording equipment is lowered into the
При отклонении оси трещины 3′ (см. фиг.1), образованной из второй добывающей скважины 6, от параллельного направления к оси трещины 3, образованной из добывающей скважины 1, на 15° и менее для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины 6 используют существующий ряд 5 нагнетательных скважин, при этом дополнительный ряд 7 нагнетательных скважин бурят параллельно оси трещины 3′, образованной из второй добывающей скважины 6, и с противоположной стороны, аналогично, как описано для первой добывающей скважины 1.When the axis of the
При отклонении оси трещины 3′ (см. фиг.2), образованной из второй добывающей скважины 6, от параллельного направления к оси трещины 3, образованной из первой добывающей скважины 1, на 15° и более для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины 6 бурят дополнительный ряд 7′ нагнетательных скважин параллельно оси трещины 3′ на расстоянии 15 м от нее.When the deviation of the axis of the
А также используют существующий ряд 5 нагнетательных скважин, но при этом ликвидируют скважины существующего ряда 5 нагнетательных скважин, находящиеся на расстояния более 20 м и менее 10 м от оси трещины 3′, образованной из второй добывающей скважины 6. Это нагнетательные скважины 9 и 10 (см. фиг.1 и 2), находящиеся в существующем ряду 5. Бурят новую нагнетательную скважину 8, таким образом получают ряд 5′ (см. фиг.2).They also use the existing row of 5 injection wells, but they will liquidate the wells of the existing row of 5 injection wells located at distances of more than 20 m and less than 10 m from the axis of the 3 ′ fracture formed from the second production well 6. These are
После чего оснащают вторую добывающую скважину 6 и ряды 5 и 7 (см. фиг.1) или ряды 5′ и 7′ (см. фиг.2) нагнетательных скважин эксплуатационным оборудованием.Then equip the second producing well 6 and
Во вторую добывающую скважину 6 спускают насосное оборудование любой известной конструкции, предназначенное для отбора разогретой высоковязкой и тяжелой нефти, например винтовой насос.Pumping equipment of any known construction designed to select heated high viscosity and heavy oil, for example a screw pump, is lowered into the second production well 6.
В ряды 5 и 7 (см. фиг.1) и ряды 5′ и 7′ (см. фиг.2) нагнетательных скважин спускают электронагревательное оборудование на кабеле, обеспечивающее прогревание по всей высоте пласта, вскрытого второй добывающей скважиной 6.In
На устье скважины производят обвязку электрокабеля каждой нагнетательной скважины рядов 5 и 7 (см. фиг.1) и рядов 5′ и 7′ (см. фиг.2) с электрощитом.At the wellhead, the electric cable is strapped for each injection well in
Осуществляют одновременное прогревание пласта через ряды 5 и 7 (см. фиг.1) и ряды 5′ и 7′ (см. фиг.2) нагнетательных скважин и отбор разогретой высоковязкой и тяжелой нефти из второй добывающей скважины 6 до полной выработки ее призабойной зоны.Carry out simultaneous heating of the formation through
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием позволяет:The proposed method for developing deposits of high viscosity and heavy oil with thermal exposure allows you to:
- повысить эффективность разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти за счет полной выработки запасов высоковязкой и тяжелой нефти путем термического воздействия на залежь без применения теплоносителя, а также за счет увеличения охвата залежи, вовлеченной в разработку, и исключения прорыва теплоносителя в стволы добывающих скважин вследствие отсутствия закачки пара в нагнетательные скважины;- increase the efficiency of development of a highly viscous and heavy oil deposit by fully developing the reserves of highly viscous and heavy oil by thermally influencing the reservoir without using a coolant, as well as by increasing the coverage of the reservoir involved in the development and eliminating the breakthrough of the coolant into the wells of production wells due to the lack of injection steam into injection wells;
- снизить финансовые затраты на реализацию способа за счет исключения бурения горизонтальных добывающих скважин.- reduce financial costs for the implementation of the method by eliminating the drilling of horizontal production wells.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013148287/03A RU2537456C1 (en) | 2013-10-29 | 2013-10-29 | Development method of deposit of high-viscosity and heavy crude oil with thermal impact |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013148287/03A RU2537456C1 (en) | 2013-10-29 | 2013-10-29 | Development method of deposit of high-viscosity and heavy crude oil with thermal impact |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2537456C1 true RU2537456C1 (en) | 2015-01-10 |
Family
ID=53287755
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013148287/03A RU2537456C1 (en) | 2013-10-29 | 2013-10-29 | Development method of deposit of high-viscosity and heavy crude oil with thermal impact |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2537456C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2667248C1 (en) * | 2017-10-12 | 2018-09-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for determining spatial orientation of fracture of hydraulic fracturing in horizontal wellbore |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2199656C2 (en) * | 2001-04-17 | 2003-02-27 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of thermal stimulation of high-viscosity oil deposit |
| RU2231631C1 (en) * | 2002-12-15 | 2004-06-27 | Дыбленко Валерий Петрович | Method of development of an oil pool |
| RU2319177C1 (en) * | 2006-06-19 | 2008-03-10 | Югорский научно-исследовательский институт информационных технологий | Method for controlling process of hydro-disruption of hydrocarbon deposit formation |
| US7569523B2 (en) * | 2001-09-26 | 2009-08-04 | Cooke Jr Claude E | Method and materials for hydraulic fracturing of wells using a liquid degradable thermoplastic polymer |
| 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 |
| RU2373384C1 (en) * | 2008-05-04 | 2009-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of thermal impact at deposit of highly viscous oil and bitumen |
-
2013
- 2013-10-29 RU RU2013148287/03A patent/RU2537456C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2199656C2 (en) * | 2001-04-17 | 2003-02-27 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of thermal stimulation of high-viscosity oil deposit |
| US7569523B2 (en) * | 2001-09-26 | 2009-08-04 | Cooke Jr Claude E | Method and materials for hydraulic fracturing of wells using a liquid degradable thermoplastic polymer |
| RU2231631C1 (en) * | 2002-12-15 | 2004-06-27 | Дыбленко Валерий Петрович | Method of development of an oil pool |
| RU2319177C1 (en) * | 2006-06-19 | 2008-03-10 | Югорский научно-исследовательский институт информационных технологий | Method for controlling process of hydro-disruption of hydrocarbon deposit formation |
| 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 |
| RU2373384C1 (en) * | 2008-05-04 | 2009-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of thermal impact at deposit of highly viscous oil and bitumen |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2667248C1 (en) * | 2017-10-12 | 2018-09-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for determining spatial orientation of fracture of hydraulic fracturing in horizontal wellbore |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10436000B2 (en) | Fishbone well configuration for SAGD | |
| US9567842B2 (en) | Radial fishbone SAGD | |
| US11306570B2 (en) | Fishbones, electric heaters and proppant to produce oil | |
| CA3010530C (en) | Single well cross steam and gravity drainage (sw-xsagd) | |
| CA2744749C (en) | Basal planer gravity drainage | |
| CA2744767C (en) | Dual mobilizing agents in basal planar gravity drainage | |
| Duval et al. | Successful application of hot-water circulation in the Pelican Lake field: results and analyses of the E29 hot-water-injection pilot | |
| RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
| RU2526047C1 (en) | Development of extra-heavy crude oil | |
| RU2537456C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity and heavy crude oil with thermal impact | |
| RU2555163C1 (en) | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells | |
| Buell et al. | Design and Operational Experience with Horizontal Steam Injectors in Kern River Field, California, USA | |
| RU2467161C1 (en) | Thermal well method of developing fractured deposit of extra-heavy oil | |
| RU2627345C1 (en) | Development method of high-viscosity oil or bitumen deposit with application of hydraulic fracture | |
| RU2431745C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of two well head horizontal wells | |
| RU2486335C1 (en) | Method of development for ultraviscous oil deposits with thermal influence | |
| Guinand et al. | Drilling the first SAGD wells in the Orinoco oil-belt bare field: a case history | |
| RU2560016C1 (en) | Method to produce high-viscosity oil and bitumen | |
| CA2963459A1 (en) | The method of thermal reservoir stimulation | |
| RU2431743C1 (en) | Procedure for development of deposits of high viscous oil and bitumen by means of wells with horizontal inclined sections | |
| RU2564311C1 (en) | Method of production of high viscous oil and bitumen | |
| RU2626482C1 (en) | Recovery method of high-viscosity oil or bitumen deposit, using hydraulic fractures | |
| Samir et al. | Evaluating steam injection profile with high temperature memory PLT | |
| RU2399753C2 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2623407C1 (en) | Method of bitumen field development |