RU2563892C1 - Method of development of hydrocarbon fluid deposit - Google Patents
Method of development of hydrocarbon fluid deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2563892C1 RU2563892C1 RU2014135050/03A RU2014135050A RU2563892C1 RU 2563892 C1 RU2563892 C1 RU 2563892C1 RU 2014135050/03 A RU2014135050/03 A RU 2014135050/03A RU 2014135050 A RU2014135050 A RU 2014135050A RU 2563892 C1 RU2563892 C1 RU 2563892C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- formation
- horizontal
- reservoir
- injection
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано для добычи углеводородных флюидов, преимущественно - высоковязких нефти и природного битума с применением тепла, образующегося при горении углеводородов в пласте.The invention relates to the field of mining and can be used for the production of hydrocarbon fluids, mainly high-viscosity oil and natural bitumen, using heat generated during the combustion of hydrocarbons in the reservoir.
Известен способ разработки нефтебитумной залежи [1], включающий проводку в пласте двух горизонтальных стволов параллельно между собой, закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины. Недостатком известного способа [1] является низкая эффективность и результативность процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, особенно в тонких пластах из-за больших тепловых потерь, невозможности контролировать распространение фронта вытеснения.A known method for the development of oil bitumen deposits [1], including wiring in the reservoir two horizontal shafts parallel to each other, injecting steam into the upper injection well and the selection of products from the lower producing well. The disadvantage of this method [1] is the low efficiency and effectiveness of the process of extracting oil from the oil reservoir, especially in thin formations due to large heat losses, the inability to control the propagation of the displacement front.
Известен способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта [2], включающий проводку в пласте одной горизонтальной добывающей скважины и одной вертикальной нагнетательной скважины, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. Недостатком известного способа [2] является низкая эффективность и результативность процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы из-за невозможности контроля распространения фронта окисления, сложность контроля процесса и управления процессом на большом удалении от скважины, низкая скорость его (процесса) распространения.A known method of extracting liquid hydrocarbons from an underground formation [2], including wiring in the formation of one horizontal producing well and one vertical injection well, injecting steam into the injection well and selecting products from the producing well. The disadvantage of this method [2] is the low efficiency and effectiveness of the process of extracting oil from the oil reservoir of the rock due to the inability to control the propagation of the oxidation front, the complexity of process control and process control at a great distance from the well, its low speed (process) of distribution.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности, прототипом, является способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий строительство добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта, нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину, инициацию внутрипластового горения и отбор продукции пласта из добывающей скважины [3].Closest to the proposed invention in technical essence, the prototype is a method for developing a highly viscous oil deposit, comprising constructing a producing horizontal well in the area of the sole of the producing formation, a horizontal injection well above a producing horizontal well, pumping coolant into the injection well, initiating in-situ combustion and selecting production of the formation from the producing well [3].
Недостатком известного способа [3] является неудовлетворительная эффективность (результативность) процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, обусловленная необходимостью расходования большого количества рабочего агента для единовременной закачки по всей длине горизонтальной части ствола, сложность прогнозирования подземного распространения фронта горения из-за неопределенности границ и масштабов процесса, сложность контроля процесса горения и воздействия на процесс из-за неопределяемых объемов породы одновременно в него (процесс) вовлеченных, затруднительность отбора нефти из-за непоследовательного (в хаотичной последовательности, с неопределяемым и нерегулируемым местоположением) закоксовывания горизонтального участка ствола.The disadvantage of this method [3] is the unsatisfactory efficiency (effectiveness) of the process of extracting oil from the oil reservoir, due to the need to expend a large amount of working agent for simultaneous injection along the entire length of the horizontal part of the barrel, the difficulty of predicting the underground distribution of the combustion front due to the uncertainty of boundaries and scales process, the difficulty of controlling the combustion process and the impact on the process due to undetectable volumes of rock at the same time involved in it (process), the difficulty of oil selection due to inconsistent (in a chaotic sequence, with an undetectable and unregulated location) coking of the horizontal section of the trunk.
Целью заявляемого изобретения является повышение эффективности процесса флюидоизвлечения из флюидоносного пласта (повышение флюидоотдачи пласта) породы и повышение добычи углеводородных энергоносителей - флюидов, в том числе высоковязких нефтей и битумов.The aim of the invention is to increase the efficiency of the process of fluid extraction from the fluid-bearing formation (increasing fluid recovery of the formation) of the rock and increase the production of hydrocarbon energy carriers - fluids, including high-viscosity oils and bitumen.
Цели достигают тем, что осуществляют строительство добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта породы, нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукта пласта из добывающей скважины, причем горизонтальную добывающую скважину бурят над подошвой продуктивного пласта, над горизонтальным участком добывающей скважины параллельно ей в обратном направлении на расстоянии от добывающей скважины бурят горизонтальную нагнетательную скважину, в нагнетательную скважину опускают колонну труб с заглушенным концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочих агентов, участок трубы с отверстиями с двух концов ограничивают пакерами, производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт и прогревают продуктивный пласт до температуры воспламенения внутрипластового углеводородного флюида. Затем производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, например - кислородосодержащий атмосферный воздух, и поджигают углеводородный флюид в пласте. Отслеживая интенсивность процесса горения и разогрев пласта, поддерживают условия сохранения и распространения фронта горения. Используя выделяющееся при горении тепло, прогревают пласт между скважинами, в районе горизонтального участка добывающей скважины доводят температуру участка до температуры состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта. При этом с использованием устройства контроля температуры осуществляют контроль разогрева пласта в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемого кислородсодержащего рабочего агента. После завершения отбора продукта и полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают. Затем передвигают трубу с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устья добывающей скважины не менее чем на длину расстояния между пакерами, пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта и добычу продукта. Таким образом прорабатывают весь горизонтальный участок нагнетательной скважины. Для повышения объемов добычи углеводородов месторождение покрывают сетью попарно расположенных добывающих и нагнетательных скважин.The goals are achieved by constructing a producing horizontal well in the area of the sole of the productive formation, an injection horizontal well above the producing horizontal well, pumping coolant into the injection well and selecting the product of the formation from the producing well, with the horizontal producing well being drilled above the sole of the producing formation, above the horizontal horizontal section of the production well parallel to it in the opposite direction at a distance from the production well the injection well, a pipe string with a plugged end and openings for injecting working agents at the end section is lowered, the pipe section with openings at both ends is limited by packers, the heated working agent is pumped into the reservoir and the reservoir is heated to the in situ ignition temperature hydrocarbon fluid. Then, the inert working agent is replaced with an oxygen-containing working agent, for example, oxygen-containing atmospheric air, and a hydrocarbon fluid is ignited in the formation. By monitoring the intensity of the combustion process and heating the formation, they maintain the conditions for the conservation and propagation of the combustion front. Using the heat generated during combustion, the formation is heated between the wells; in the region of the horizontal section of the producing well, the temperature of the section is brought to the temperature of the fluidity state of the hydrocarbon fluid and the heated product is selected. In this case, using a temperature control device, the formation is heated up in the interwell and adjacent space, and the formation temperature is maintained within the necessary framework by changing the flow rate of the oxygen-containing working agent. After completion of the selection of the product and the full development of the zone of the reservoir within the first step of installing the packers, the injection of working agents is temporarily stopped. Then move the pipe with holes and with two limiting packers in the direction of the mouth of the producing well not less than the distance between the packers, the packers are brought into working condition and continue to work out the next zone of the reservoir and production of the product. Thus, the entire horizontal section of the injection well is being worked out. To increase hydrocarbon production, the field is covered by a network of production and injection wells located in pairs.
Далее приведен пример осуществления заявляемого способа для добычи углеводородных флюидов из нефтеносного пласта породы месторождения.The following is an example implementation of the proposed method for the production of hydrocarbon fluids from an oil reservoir of a rock of a field.
На чертеже показана схема реализации заявляемого способа, где: 1 - горизонтальная нагнетательная скважина; 2 - горизонтальная добывающая скважина; 3 - продуктивный (нефтеносный) пласт породы; 4 - колонна труб для подачи рабочего агента; 5 - отверстия в колонне труб; 6 - пакерующие устройства (пакеры); 7 - волны распространения температуры (направление распространения тепла); 8 - фронт горения; 9 - устройство контроля температуры, 10 - поверхность водо-нефтяного контакта, 11 - направление устья добывающей скважины.The drawing shows a diagram of the implementation of the proposed method, where: 1 - horizontal injection well; 2 - horizontal production well; 3 - productive (oil) layer of the rock; 4 - pipe string for supplying a working agent; 5 - holes in the pipe string; 6 - packer devices (packers); 7 - temperature propagation waves (heat propagation direction); 8 - combustion front; 9 - temperature control device, 10 - surface of the water-oil contact, 11 - direction of the mouth of the producing well.
На нефтеносном участке над подошвой продуктивного пласта 3 (над поверхностью водо-нефтяного контакта 10) бурят горизонтальную добывающую скважину 2. На некотором расстоянии, например до 25 м, от горизонтального участка добывающей скважины 2 параллельно ей (добывающей скважине), но в обратном направлении над ней (добывающей скважиной) на некотором расстоянии, например - по вертикали на 5 м выше добывающей скважины, бурят другую горизонтальную - нагнетательную, скважину 1. Затем в нагнетательную скважину 1 опускают колонну труб 4 с заглушенным концом, с выполненными на концевом участке отверстиями 5 произвольной формы и порядка, для закачки рабочих агентов. При этом суммарная площадь сечения отверстий (в стенках грубы 4) составляет не менее 1/5 площади сечения труб 4. Отверстия 5 с двух сторон ограничивают пакерующими устройствами 6, например - расстояние между пакерующими устройствами 6 (далее по тексту - пакерами) варьируют в диапазоне от 5 до 50 м, причем расстояние выбирают экспериментально исходя из свойств нефтеносной породы. После завершения вышеперечисленных работ скважины готовы к эксплуатации.In the oil-bearing section above the bottom of the reservoir 3 (above the surface of the oil-water contact 10), a horizontal production well 2 is drilled. At a distance, for example, up to 25 m, from the horizontal section of the production well 2 parallel to it (production well), but in the opposite direction above (production well) at a certain distance, for example, vertically 5 m higher than the production well, they drill another horizontal - injection, well 1. Then, a pipe string 4 with a plugged pipe is lowered into injection well 1 for example, with
После подготовки скважин 1 и 2 к эксплуатации в продуктивный пласт 3 производят закачку рабочего агента, например - инертного газа, с температурой, обеспечивающей прогрев продуктивного пласта 3 до значений, при которых начинается внутрипластовое горение, например - плюс 350°C. Температуру начала внутрипластового горения содержащегося в пласте углеводородного флюида для конкретного случая определяют экспериментально, например - путем лабораторного моделирования, с использованием извлеченного при бурении керна из флюидоносного пласта породы и свойств содержащегося в керне флюида, например - его (флюида) температуры воспламенения, вязкости, плотности, теплоемкости, геофизических свойств пластовой породы.After the wells 1 and 2 are prepared for operation, a working agent, for example inert gas, is injected into the
Производят прогрев призабойной зоны горизонтальной нагнетательной скважины путем закачки нагретых инертных рабочих агентов, например - продуктов сгорания выработавшего воздушный ресурс авиадвигателя, создают гидродинамическую связь между скважинами и доводят (закачкой горячего рабочего агента) температуру участка пласта между добывающей и нагнетательной скважинами до температуры воспламенения флюида. При этом происходит снижение вязкости флюида, например - нефти. Затем, после достижения температуры воспламенения флюида в нефтеносном пласте, производят замену закачиваемого в пласт инертного рабочего агента на содержащий окислитель рабочий агент, например - на кислородосодержащий атмосферный воздух. После замены инертного рабочего агента на кислородсодержащий рабочий агент в пласте возникает горение содержащегося там флюида. Горение флюида происходит при поступлении в зону горения окислителя, например кислорода. От источника горения по пласту распространяются фронт горения и тепловые волны. Некоторая доля, например 15%, содержащегося в пласте флюида выгорает, выделяя тепло. Участок пласта разогревается вместе с находящимся в пласте углеводородсодержащим флюидом, например - высоковязкой нефтью. Невыгоревшая, оставшаяся в пласте доля флюида является добываемым полезным продуктом, объектом добычи.The bottom-hole zone of the horizontal injection well is heated by pumping heated inert working agents, for example, the products of combustion of an aircraft engine that has developed an air resource, create a hydrodynamic connection between the wells and bring (by injection of a hot working agent) the temperature of the formation section between the production and injection wells to the ignition temperature of the fluid. In this case, a decrease in the viscosity of the fluid, for example, oil, occurs. Then, after reaching the ignition temperature of the fluid in the oil-bearing formation, the inert working agent injected into the formation is replaced with a working agent containing an oxidizing agent, for example, oxygen-containing atmospheric air. After replacing an inert working agent with an oxygen-containing working agent, combustion of the fluid contained therein occurs. Fluid combustion occurs when an oxidizing agent, such as oxygen, enters the combustion zone. From the combustion source, the combustion front and heat waves propagate through the formation. A certain proportion, for example 15%, of the fluid contained in the formation burns out, generating heat. The reservoir area is heated with the hydrocarbon-containing fluid in the formation, for example, high-viscosity oil. The unburned, remaining in the reservoir fluid fraction is a mined useful product, an object of production.
По мере нагрева и снижения вязкости флюид, например - высоковязкая нефть, обретает текучесть и стекает вниз, к подошве пласте, в зону расположения горизонтального участка добывающей скважины 2. В районе горизонтального участка добывающей скважины 2 производят отбор нагретого продукта (добычу), например - нефти. Контроль разогрева межскважинного и прилегающего пространства осуществляют с использованием устройства контроля температуры 9, например - термопар, в добывающей скважине. При горении в пласте контроль пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемых рабочих агентов, например - с содержанием кислорода и инертных газов. При распространении фронта горения после полной отработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают. Затем передвигают трубу 4 с отверстиями 5 и с двух сторон ограничивающими участок расположения отверстий 5 пакерами в направлении устья добывающей скважины, на длину расстояния между пакерами. Установив пакеры, по вышеописанной схеме продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта. Устройством контроля температуры 9 осуществляют контроль направления распространения тепла 7 и распространения фронта горения 8. При прохождении фронта горения 8 через объем породы, например - заключенной в объеме на 20 м длины пути продвижения фронта горения, считают, что запасы нефти в данном объеме выработаны.As heating and viscosity decrease, fluid, for example, highly viscous oil, gains fluidity and flows down to the bottom of the formation, into the zone of the horizontal section of production well 2. In the vicinity of the horizontal section of production well 2, heated product (production) is selected, for example, oil . The control of the heating of the interwell and adjacent spaces is carried out using a temperature control device 9, for example, thermocouples, in a production well. When burning in the reservoir, the control of the reservoir temperature within the necessary framework is carried out by changing the flow rate of the supplied working agents, for example, with the content of oxygen and inert gases. During the propagation of the combustion front after the complete development of the reservoir zone within the first step of installing the packers, the injection of working agents is temporarily stopped. Then move the pipe 4 with
После выработки запасов нефти в объеме выгоревшего участка пласта, например на расстоянии 20 м вдоль горизонтальной добывающей скважины, производят приостановку закачки рабочего агента. Перемещают колонну труб 4 в направлении устья 11 добывающей скважины 2, например - на 0,5…2,0 изначального расстояния между пакерами 6. Затем возобновляют закачку рабочих агентов по описанному выше алгоритму, свойственному началу работы.After the development of oil reserves in the volume of the burned-out section of the reservoir, for example, at a distance of 20 m along the horizontal producing well, the injection of the working agent is suspended. The pipe string 4 is moved in the direction of the
Подобные действия выполняют до полного извлечения (полной выработки) запасов имеющихся в пласте породы флюидов, например - высоковязкой нефти, на всем протяжении горизонтального участка нагнетательной скважины 1. При этом достигается предельно полная (максимально эффективная) выработка объема межскважинного и ближайшего прилегающего пространства продуктивного пласта 3, с добычей максимально возможного количества пластового флюида, например - нефти, содержащегося в охваченном процессом объеме нефтеносного пласта.Such actions are carried out until the complete extraction (full production) of reserves of fluids available in the formation, for example, highly viscous oil, throughout the horizontal section of injection well 1. At the same time, the maximum complete (maximum efficient) production of the volume of the inter-well and the nearest adjacent space of the
Применение предложенного способа существенно повысит флюидоотдачу залежи углеводородного сырья и может быть использовано, например, при разработке залежей высоковязкой нефти и природных битумов. Способ обеспечивает повышение флюидоотдачи - эффективности и результативности процесса вытеснения высоковязких флюидов, например - тяжелых нефтей и природных битумов, в том числе способом, увеличивающим охват пласта горением, за счет чего (воздействия образующегося при внутрипластовом горении тепла) происходит понижение вязкости и повышение текучести залегающих флюидов, например - тяжелых, высоковязких нефтей и битумов. Понижение вязкости и повышение текучести способствует извлечению трудноизвлекаемых флюидов, например - высоковязкой нефти и/или природного битума. При этом используется последовательная, пошаговая отработка всего пласта с контролем и поддержанием при каждом шаге операций необходимых условий горения, например - температуры горящего пласта, пространственного положения фронта горения.The application of the proposed method will significantly increase the fluid recovery of the hydrocarbon deposits and can be used, for example, in the development of deposits of high viscosity oil and natural bitumen. The method provides increased fluid recovery - the efficiency and effectiveness of the process of displacing highly viscous fluids, for example, heavy oils and natural bitumen, including a method that increases the combustion coverage of the formation, due to which (the effect of heat generated during in-situ combustion), the viscosity decreases and the fluidity of the underlying fluids decreases for example, heavy, high viscosity oils and bitumen. Reducing viscosity and increasing fluidity helps to recover hard-to-recover fluids, for example, high-viscosity oil and / or natural bitumen. In this case, sequential, step-by-step mining of the entire formation is used with monitoring and maintaining at each step of the operations the necessary combustion conditions, for example, the temperature of the burning formation, the spatial position of the combustion front.
Применение заявляемого способа возможно как самостоятельно с бурением новых скважин, так и в комплексе с осуществленными ранее способами разработки, например - с применением закачки пара и иных рабочих агентов, с использованием уже имеющихся скважин.The application of the proposed method is possible both independently with the drilling of new wells, and in combination with previously implemented development methods, for example, using steam injection and other working agents, using existing wells.
Применение заявляемого способа способствует повышению извлечения углеводородного флюида (повышению флюидоотдачи пласта) из месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, в том числе - высоковязких нефтей, природных битумов.The use of the proposed method helps to increase the extraction of hydrocarbon fluid (increase fluid recovery) from fields of hard to recover hydrocarbons, including high-viscosity oils, natural bitumen.
Пример осуществления предлагаемого изобретения показывает его полезность для разработки ныне разведанных, но неэксплуатируемых месторождений углеводородного сырья - из-за высокой стоимости извлечения вязкого флюида, повышения рентабельности ныне разрабатываемых месторождений высоковязкой нефти и природных битумов.An example implementation of the invention shows its usefulness for the development of currently explored, but non-exploitable hydrocarbon deposits - due to the high cost of extracting viscous fluid, increasing the profitability of currently developed fields of high viscosity oil and natural bitumen.
Предлагаемое изобретение удовлетворяет критериям новизны, так как при определении уровня техники не обнаружено средство, которому присущи признаки, идентичные (то есть совпадающие по исполняемой ими функции и форме выполнения этих признаков) всем признакам, перечисленным в формуле изобретения, включая характеристику назначения.The present invention satisfies the criteria of novelty, since when determining the level of technology, no means have been found that have characteristics that are identical (that is, matching the functions performed by them and the form in which these signs are performed) to all the signs listed in the claims, including the purpose of the application.
Способ имеет изобретательский уровень, поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками данного изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на указанный технический результат.The method has an inventive step, because no technical solutions have been identified that have features that match the distinguishing features of this invention, and the popularity of the influence of distinctive features on the specified technical result has not been established.
Заявленное техническое решение можно реализовать в промышленном производстве - для добычи полезных ископаемых - углеводородных энергоносителей. Это соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям.The claimed technical solution can be implemented in industrial production - for the extraction of minerals - hydrocarbon energy. This meets the criterion of "industrial applicability" presented to the invention.
ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ ИСТОЧНИКИUSED SOURCES
1. Патент РФ №2287677, МПК E21B 43/24. Приоритет от 16.12.2005. Опубл. 20.11.2006. Описание патента.1. RF patent No. 2287677, IPC E21B 43/24. Priority dated December 16, 2005. Publ. 11/20/2006. Patent Description
2. Патент РФ №2415260, МПК E21B 43/243. Приоритет от 27.02.2007. Опубл. 27.03.2011. Описание патента.2. RF patent No. 2415260, IPC E21B 43/243. Priority from 02.27.2007. Publ. 03/27/2011. Patent Description
3. Патент РФ №2425969, МПК E21B 43/24. Приоритет от 18.08.2010. Опубл. 10.08.2011. Описание патента.3. RF patent No. 2425969, IPC E21B 43/24. Priority from 08/18/2010. Publ. 08/10/2011. Patent Description
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014135050/03A RU2563892C1 (en) | 2014-08-26 | 2014-08-26 | Method of development of hydrocarbon fluid deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014135050/03A RU2563892C1 (en) | 2014-08-26 | 2014-08-26 | Method of development of hydrocarbon fluid deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2563892C1 true RU2563892C1 (en) | 2015-09-27 |
Family
ID=54250848
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014135050/03A RU2563892C1 (en) | 2014-08-26 | 2014-08-26 | Method of development of hydrocarbon fluid deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2563892C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2749703C1 (en) * | 2021-01-26 | 2021-06-16 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for developing layer of ultra-viscous oil by uniform vapor-gravity action |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2403382C1 (en) * | 2009-06-26 | 2010-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscous oil deposit |
| RU2425969C1 (en) * | 2010-08-18 | 2011-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscous oil deposit |
| RU2429346C1 (en) * | 2010-03-02 | 2011-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit with use of in-situ combustion |
-
2014
- 2014-08-26 RU RU2014135050/03A patent/RU2563892C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2403382C1 (en) * | 2009-06-26 | 2010-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscous oil deposit |
| RU2429346C1 (en) * | 2010-03-02 | 2011-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit with use of in-situ combustion |
| 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 (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2749703C1 (en) * | 2021-01-26 | 2021-06-16 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for developing layer of ultra-viscous oil by uniform vapor-gravity action |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7422063B2 (en) | Hydrocarbon recovery from subterranean formations | |
| US7621326B2 (en) | Petroleum extraction from hydrocarbon formations | |
| RU2531963C1 (en) | Development of thick oil or bitumen deposits | |
| WO2016127108A1 (en) | Stimulation of light tight shale oil formations | |
| CA2744749C (en) | Basal planer gravity drainage | |
| CA2744767C (en) | Dual mobilizing agents in basal planar gravity drainage | |
| CA2819664A1 (en) | Pressure assisted oil recovery | |
| CA2867873C (en) | Methods and systems for downhole thermal energy for vertical wellbores | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2399755C1 (en) | Development method of oil deposit by using thermal action on formation | |
| Tamer et al. | Impact of different sagd well configurations (dover sagd phase b case study) | |
| RU2597040C1 (en) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits | |
| EA026516B1 (en) | Thermal mobilization of heavy hydrocarbon deposits | |
| RU2429346C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit with use of in-situ combustion | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2513484C1 (en) | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation | |
| Turta | In situ combustion | |
| RU2550635C1 (en) | Development method for high-viscosity oil or bitumen field | |
| CA2935652A1 (en) | Heavy oil extraction using liquids swept along by gas | |
| RU2386801C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development with usage of in-situ combustion | |
| RU2706154C1 (en) | Development method of high viscous oil or bitumen deposit | |
| RU2563892C1 (en) | Method of development of hydrocarbon fluid deposit | |
| RU2433257C1 (en) | Method of high-viscosity oil development | |
| RU2581071C1 (en) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits | |
| RU2603795C1 (en) | Method of development of hydrocarbon fluids (12) |