RU2578137C1 - Method for development of high-viscosity oil deposit - Google Patents
Method for development of high-viscosity oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2578137C1 RU2578137C1 RU2015101824/03A RU2015101824A RU2578137C1 RU 2578137 C1 RU2578137 C1 RU 2578137C1 RU 2015101824/03 A RU2015101824/03 A RU 2015101824/03A RU 2015101824 A RU2015101824 A RU 2015101824A RU 2578137 C1 RU2578137 C1 RU 2578137C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- injection
- vertical
- wells
- steam
- Prior art date
Links
Images
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 залежи высоковязкой нефти (патент RU №2334095, МПК E21B 43/24, опубл. в бюл. №26 20.09.2008), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта и перфорируют. Выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа. Вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола, при этом в качестве агента используют пар в чередовании с воздухом.A known method of developing a reservoir of highly viscous oil (patent RU No. 2334095, IPC E21B 43/24, published in Bulletin No. 26 09/20/2008), including drilling vertical injection wells and horizontal production wells, pumping a working agent through injection wells and taking oil through producing wells. The horizontal wellbore of the producing well is carried out at 1.5-2.5 m above the bottom of the reservoir and is perforated. Above the horizontal well of the producing well, 3.5-4.5 m is placed the bottom of the vertical injection well, perforated in the range of 0.5-1.5 m from the bottom. A vertical injection well is placed from a vertical wellbore of a producing well at a distance greater than 2/3 of the length of the horizontal section of the producing well, up to the end of the horizontal wellbore, with steam alternating with air being used as an agent.
Недостатком способа является вероятность быстрого прорыва теплоносителя из-за небольшого расстояния между забоем добывающей и нагнетательной скважин (3,5-4,5 м). В связи с этим - высокие затраты и малая эффективность. Способ не подходит для разработки залежи с наклонным водонефтяным контактом.The disadvantage of this method is the likelihood of a quick breakthrough of the coolant due to the small distance between the bottom of the producing and injection wells (3.5-4.5 m). In this regard, high costs and low efficiency. The method is not suitable for the development of deposits with an inclined oil-water contact.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2506417, МПК E21B 43/16, опубл. в бюл. №4 от 10.02.2014), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и наклонно горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что определяют уровень водонефтяного контакта - ВНК, добывающую наклонно горизонтальную от устья к забою скважину бурят с расположением как минимум на 2-3 м выше уровня ВНК, вертикальную нагнетательную скважину бурят с расположением забоя над забоем добывающей скважины выше на 5-8 м, перфорируют добывающую скважину по всей длине наклонного участка, нагнетательную вертикальную скважину перфорируют в зоне пласта в направлении устья добывающей скважины, поэтапно по мере прорыва рабочего агента или обводнения продукции выше 95% забой добывающей наклонно горизонтальной скважины отсекают выше зоны прорыва или обводнения, а зону вскрытия нагнетательной скважины отсекают снизу на 1/3-1/2 часть всей ее длины, при выработке всей вырабатываемой зоны устье добывающей наклонно горизонтальной скважины переводят под нагнетание рабочего агента.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing a highly viscous oil reservoir (patent RU No. 2506417, IPC E21B 43/16, published in bulletin No. 4 of 02/10/2014), including drilling vertical injection wells and inclined horizontal production wells, the injection of the working agent through injection wells and the selection of oil through production wells, characterized in that they determine the level of water-oil contact - oil-and-gas production, producing an inclined horizontal well from the mouth to the bottom; 2-3 m above the level of the oil-water supply, a vertical injection well is drilled with a bottom position above the bottom of the producing well 5-8 m higher, the production well is perforated along the entire length of the inclined section, the vertical injection well is perforated in the formation zone in the direction of the mouth of the producing well, in stages as the breakthrough of the working agent or flooding of the product is above 95%, the bottom of the producing deviated horizontal well is cut off above the breakthrough or flooding zone, and the opening area of the injection well is cut from the bottom by 1 / 3-1 / 2 of the whole th length thereof, in the formulation of the entire mouth area extracting generated obliquely horizontal well is transferred under injection of working fluid.
Недостатками способа являются неравномерный прогрев области дренирования горизонтальной добывающей скважины, вероятность быстрого прорыва нагнетаемого в вертикальную нагнетательную скважину пара к забою добывающей горизонтальной скважины.The disadvantages of the method are the uneven heating of the drainage area of the horizontal production well, the likelihood of a quick breakthrough of steam injected into the vertical injection well to the bottom of the producing horizontal well.
Техническими задачами заявляемого способа являются обеспечение работоспособности технологии парогравитационного дренажа в залежи с наклонным водонефтяным контактом, снижение обводненности добываемой продукции из пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину, снижение затрат на исключении строительства дополнительной горизонтальной нагнетательной скважины.The technical objectives of the proposed method are to ensure the operability of the steam-gravity drainage technology in the reservoir with an inclined oil-water contact, to reduce the water cut of the produced products from the reservoir, to prevent the coolant from breaking into the producing well, to reduce the cost of eliminating the construction of an additional horizontal injection well.
Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти при тепловом воздействии, включающим бурение вертикальных нагнетательных скважин и наклонно горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины.Technical problems are solved by the method of developing a highly viscous oil deposit during thermal exposure, including the drilling of vertical injection wells and inclined horizontal production wells, pumping a working agent through injection wells, and taking oil through production wells.
Новым является то, что вертикальную скважину бурят на расстоянии 1-10 м от забоя наклонно горизонтальной скважины, вертикальную скважину перфорируют от кровли пласта до отметки на 1-2 м выше ВНК, для разобщения интервала перфорации вертикальной скважины на два интервала в вертикальной скважине устанавливают пакер в интервале ниже кровли пласта на 4 м и выше ВНК на 5 м, в скважине устанавливают оборудование, позволяющее регулировать закачку пара в каждом интервале вертикальной скважины, наклонно горизонтальную скважину оборудуют температурными датчиками, в начальный период в наклонно горизонтальную и вертикальную скважины выполняют закачку пара для создания между скважинами гидродинамической связи и прогрева их призабойных зон, после прогрева призабойных зон наклонно горизонтальную скважину переводят под добычу, а вертикальную скважину переводят под нагнетание, по показаниям температурных датчиков определяют интервал прорыва пара, при прорыве пара ближе к забою наклонно горизонтальной скважины закачку прекращают в нижний интервал вертикальной скважины, при прорыве пара ближе к точке входа в пласт наклонно горизонтальной скважины закачку прекращают в верхний интервал вертикальной скважины, после выравнивания температурных показаний в наклонно горизонтальной скважине закачку в интервалы вертикальной скважины возобновляют, изменяют объем закачки теплоносителя в вертикальную скважину и отбор жидкости из наклонно горизонтальной скважины для снижения скорости прорыва пара в наклонно горизонтальной скважине и изменения скорости роста паровой камеры.New is that a vertical well is drilled at a distance of 1-10 m from the bottom of an inclined horizontal well, a vertical well is perforated from the top of the formation to a mark 1-2 m above the oil hole, to separate the interval of perforation of a vertical well into two intervals in a vertical well, a packer is installed in the interval below the formation roof by 4 m and above the OWC by 5 m, equipment is installed in the well to control the injection of steam in each interval of the vertical well, an inclined horizontal well is equipped with temperatures sensors, in the initial period, steam is injected into the inclined horizontal and vertical wells to create a hydrodynamic connection between the wells and heated their bottom-hole zones, after heating the bottom-hole zones, the inclined horizontal well is put into production, and the vertical well is turned into injection, according to the temperature sensors interval of steam breakthrough, when steam breaks closer to the bottom of an inclined horizontal well, the injection is stopped in the lower interval of a vertical well, when breakthrough ara closer to the entry point of the inclined horizontal well, the injection is stopped in the upper interval of the vertical well, after aligning the temperature readings in the horizontal well, the injection is resumed in the intervals of the vertical well, the volume of coolant pumped into the vertical well is changed, and the fluid is taken from the inclined horizontal well to reduce the speed steam breakthrough in an inclined horizontal well and changes in the growth rate of the steam chamber.
На чертеже представлена схема размещения вертикальной нагнетательной скважины и наклонно горизонтальной добывающей скважины.The drawing shows a layout of a vertical injection well and an inclined horizontal production well.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти осуществляется следующим образом.The method of developing deposits of high viscosity oil is as follows.
В продуктивном пласте 1 определяют уровень водонефтяного контакта (ВНК) 2, в случае, если уровень ВНК 2′ наклонный, то определяют его угол наклона. Далее бурят и обустраивают наклонно горизонтальную скважину 3 с забоем выше уровня ВНК 2 как минимум на 2-3 м.In the
Наклонно горизонтальную скважину 3 перфорируют по всему интервалу продуктивного пласта 1. В случае разработки залежи с наклонным уровнем ВНК 2′ наклонно горизонтальную скважину 3 бурят над уровнем ВНК 2′ на расстоянии от него как минимум 2-3 м. Далее бурят вертикальную скважину 4 на удалении 1-10 м от забоя наклонно горизонтальной скважины 3 вдоль ее оси. Расстояние от забоя вертикальной скважины 4 до забоя наклонно горизонтальной скважины 3 устанавливают больше допустимого отклонения от проектной точки при бурении (радиуса круга допуска). Вертикальную скважину 4 перфорируют от кровли пласта до отметки на 1-2 м выше ВНК. В вертикальной скважине 4 устанавливают пакер 5 в интервале ниже кровли пласта 1 на 1/4 нефтенасыщенного интервала пласта 1 и выше ВНК на 1/4 нефтенасыщенного интервала пласта 1 для разобщения интервала перфорации вертикальной скважины 4 на верхний 6 и нижний 7 интервалы. В вертикальной скважине 4 устанавливают оборудование, позволяющее регулировать закачку пара в верхнем 6 и нижнем 7 интервалах вертикальной скважины 4. Наклонно горизонтальную скважину 3 оборудуют температурными датчиками 8 для контроля за температурой по стволу наклонно горизонтальной скважины 3. После обустройства наклонно горизонтальной 3 и вертикальной 4 скважин в обе скважины производят закачку пара для создания между скважинами гидродинамической связи и прогрева их призабойных зон. В качестве рабочего агента используют пар, например, с температурой 180-250°C и сухостью 0,7-0,9 д. ед. После прогрева призабойных зон наклонно горизонтальной 3 и вертикальной 4 скважин, наклонно горизонтальную скважину 3 переводят под добычу жидкости, а вертикальную скважину 4 - под закачку пара. По показаниям температурных датчиков 8 в наклонно горизонтальной скважине 3 выполняют контроль за паровой камерой и определяют интервал прорыва пара. Температуру, при которой в интервале фиксируют прорыв пара (температуру прорыва пара), определяют как 85-95% от температуры парообразования закачиваемой воды при пластовом давлении. При фиксировании в датчиках 8 в интервале наклонно горизонтальной скважины 3 температуры выше температуры прорыва пара, считают, что в этом интервале произошел прорыв пара. При прорыве пара ближе к забою наклонно горизонтальной скважины 3 прекращают закачку в нижний интервал 7 вертикальной скважины 4, при прорыве пара ближе к точке входа в пласт наклонно горизонтальной скважины 3 прекращают закачку в верхний интервал 6 вертикальной скважины 4, после выравнивания профиля притока нагнетание в интервалы 6 и 7 возобновляют. Изменяют объем закачки теплоносителя в вертикальную скважину 4 и отбор жидкости из наклонно горизонтальной скважины 3 для снижения скорости прорыва пара в наклонно горизонтальной скважине 3 и изменения скорости роста паровой камеры. Если фиксируется низкая температура в датчиках 8 наклонно горизонтальной скважины 3, то увеличивают закачку пара в вертикальную скважину 4 или уменьшают отбор жидкости из наклонно горизонтальной скважины 3. Если фиксируется высокая температура в датчиках 8 наклонно горизонтальной скважины 3, уменьшают закачку пара в вертикальную скважину 4.An inclined
Пример конкретного выполненияConcrete example
Предложенный способ разработки залежи высоковязкой нефти был опробован на Ашальчинском месторождении со следующими геолого-физическими характеристиками:The proposed method for developing a highly viscous oil deposit was tested at the Ashalchinskoye field with the following geological and physical characteristics:
средняя общая толщина пласта - 12 м;the average total thickness of the reservoir is 12 m;
нефтенасыщенная толщина пласта - 10 м;oil saturated layer thickness - 10 m;
значение начального пластового давления - 0,45 МПа;the value of the initial reservoir pressure is 0.45 MPa;
начальная пластовая температура - 8°C;initial reservoir temperature - 8 ° C;
коэффициент плотности нефти в пластовых условиях - 0,970 кг/м;oil density coefficient in reservoir conditions - 0.970 kg / m;
коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 27351 мПа·с;coefficient of dynamic viscosity of oil in reservoir conditions - 27351 MPa · s;
коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,3 мПа·с;coefficient of dynamic viscosity of water in reservoir conditions - 1.3 MPa · s;
значение средней проницаемости по керну в пласте - 2660 мкм;the value of the average core permeability in the reservoir is 2660 microns;
значение средней пористости по керну в пласте - 0,3 д. ед.the value of the average core porosity in the reservoir is 0.3 d.
Выше наклонного уровня ВНК 2′ на расстоянии 2,5 м расположили наклонно горизонтальную скважину 3 с длиной наклонно горизонтального участка 400 м. Наклонно горизонтальная скважина 3 сообщается с пластом через щелевой фильтр во всем продуктивном интервале.An inclined
Вертикальную скважину 4 расположили на удалении 1 м от забоя наклонно горизонтальной скважины 3 вдоль ее оси. Вертикальная скважина 4 была проперфорирована от кровли до отметки 1 м выше уровня ВНК. Вертикальную скважину разобщили пакером 5 на два интервала 6 и 7 на расстоянии 5 м от кровли пласта.
После обустройства наклонно горизонтальной 3 и вертикальной 4 скважин через них была произведена закачка рабочего агента в объеме 3,5 тыс. т в каждую для достижения необходимого уровня прогрева призабойных зон. В качестве рабочего агента использовался пар с температурой 191°C и сухостью 0,9 д. ед. После прогрева призабойных зон обеих скважин 3 и 4 наклонно горизонтальная скважина 3 была переведена под добычу, а вертикальная скважина 4 - под закачку пара.After equipping the inclined horizontal 3 and vertical 4 wells, a working agent was pumped through them in the amount of 3.5 thousand tons each to achieve the required level of heating of the bottom-hole zones. As a working agent, steam was used with a temperature of 191 ° C and a dryness of 0.9 units. After heating the bottom-hole zones of both
При прорыве пара ближе к забою наклонно горизонтальной скважины 3 прекращалась закачка пара в нижний интервал 7 вертикальной скважины 4, при прорыве пара ближе к точке входа в пласт наклонно горизонтальной скважины 3 прекращалась закачка в верхний интервал 6 вертикальной скважины 4, после выравнивания профиля притока нагнетание в интервалы 6 и 7 возобновлялось. В течение 15-летнего периода работы элемента нижний интервал 7 вертикальной скважины 4 перекрывали 45 раз, верхний интервал 6 вертикальной скважины 4 перекрывали 15 раз. Выполняли регулирование скорости прорыва пара в наклонно горизонтальной скважине путем изменения объемов закачки теплоносителя от 50 до 85 т/сут в вертикальной скважине и отбора жидкости 60-100 т/сут из наклонно горизонтальной скважины.When steam breaks closer to the bottom of an inclined
Представленный способ, а также способ по прототипу были смоделированы в программном комплексе CMG модуля STARS на объекте с теми же геолого-физическими характеристиками для различных условий эксплуатации. Из полученных расчетов также выявлено преимущество способа перед прототипом: снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину, накопленная добыча нефти выше, чем по прототипу, на 10-15%.The presented method, as well as the prototype method, were modeled in the CMG software package of the STARS module at the facility with the same geological and physical characteristics for different operating conditions. From the obtained calculations, the advantage of the method over the prototype was also revealed: a reduction in the percentage of water cut in the produced products from the reservoir, the exclusion of a breakthrough of the coolant in the producing well, cumulative oil production is higher than by the prototype by 10-15%.
Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как обеспечение работоспособности технологии парогравитационного дренажа в залежи с наклонным ВНК, снижение обводненности добываемой продукции из пласта. Исключается прорыв теплоносителя в добывающую скважину, что дает возможность избежать падения достигнутого давления в разрабатываемом пласте и тем самым обеспечить высокий приток продукции в добывающую скважину. Снижаются затраты за счет исключения строительства дополнительной горизонтальной нагнетательной скважины.The proposed method allows us to solve technical problems, such as ensuring the operability of steam gravity drainage technology in reservoirs with an inclined WOC, reducing the water content of produced products from the reservoir. The breakthrough of the coolant in the production well is eliminated, which makes it possible to avoid a drop in the achieved pressure in the developed formation and thereby ensure a high flow of products into the production well. Costs are reduced by eliminating the construction of an additional horizontal injection well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015101824/03A RU2578137C1 (en) | 2015-01-21 | 2015-01-21 | Method for development of high-viscosity oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015101824/03A RU2578137C1 (en) | 2015-01-21 | 2015-01-21 | Method for development of high-viscosity oil deposit |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2578137C1 true RU2578137C1 (en) | 2016-03-20 |
Family
ID=55648192
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015101824/03A RU2578137C1 (en) | 2015-01-21 | 2015-01-21 | Method for development of high-viscosity oil deposit |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2578137C1 (en) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107514250A (en) * | 2016-06-15 | 2017-12-26 | 中国石油化工股份有限公司 | A kind of method for SAGD |
CN108194069A (en) * | 2018-01-17 | 2018-06-22 | 中国石油大学(北京) | The method of straight well auxiliary SAGD well transformations thick oil reservoir containing muddy intercalation |
CN109113731A (en) * | 2018-07-16 | 2019-01-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | Straight well horizontal well combined steam drives thickened oil recovery physical simulation system and method |
RU2683458C1 (en) * | 2018-04-18 | 2019-03-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Highly viscous oil or bitumen deposit development method |
RU2684627C1 (en) * | 2018-05-30 | 2019-04-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit of high-viscosity and heavy oil with thermal effect |
CN115478832A (en) * | 2022-10-09 | 2022-12-16 | 中国地质科学院勘探技术研究所 | Hot dry rock geothermal exploitation method |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4344485A (en) * | 1979-07-10 | 1982-08-17 | Exxon Production Research Company | Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids |
RU2334095C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil pool development |
RU2431743C1 (en) * | 2010-04-16 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of deposits of high viscous oil and bitumen by means of wells with horizontal inclined sections |
RU2506417C1 (en) * | 2012-08-07 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
RU2012139783A (en) * | 2012-09-17 | 2014-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | METHOD FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OILS OR BITUMENS |
-
2015
- 2015-01-21 RU RU2015101824/03A patent/RU2578137C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4344485A (en) * | 1979-07-10 | 1982-08-17 | Exxon Production Research Company | Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids |
RU2334095C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil pool development |
RU2431743C1 (en) * | 2010-04-16 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of deposits of high viscous oil and bitumen by means of wells with horizontal inclined sections |
RU2506417C1 (en) * | 2012-08-07 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
RU2012139783A (en) * | 2012-09-17 | 2014-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | METHOD FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OILS OR BITUMENS |
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107514250A (en) * | 2016-06-15 | 2017-12-26 | 中国石油化工股份有限公司 | A kind of method for SAGD |
CN107514250B (en) * | 2016-06-15 | 2019-07-30 | 中国石油化工股份有限公司 | A method of for steam assisted gravity drainage |
CN108194069A (en) * | 2018-01-17 | 2018-06-22 | 中国石油大学(北京) | The method of straight well auxiliary SAGD well transformations thick oil reservoir containing muddy intercalation |
CN108194069B (en) * | 2018-01-17 | 2020-01-17 | 中国石油大学(北京) | Method for transforming thick oil reservoir containing argillaceous interlayer by vertical well assisted SAGD (steam assisted gravity drainage) well |
RU2683458C1 (en) * | 2018-04-18 | 2019-03-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Highly viscous oil or bitumen deposit development method |
RU2684627C1 (en) * | 2018-05-30 | 2019-04-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit of high-viscosity and heavy oil with thermal effect |
CN109113731A (en) * | 2018-07-16 | 2019-01-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | Straight well horizontal well combined steam drives thickened oil recovery physical simulation system and method |
CN115478832A (en) * | 2022-10-09 | 2022-12-16 | 中国地质科学院勘探技术研究所 | Hot dry rock geothermal exploitation method |
CN115478832B (en) * | 2022-10-09 | 2023-06-20 | 中国地质科学院勘探技术研究所 | Geothermal exploitation method for dry-hot rock |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2578137C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit | |
US20070284107A1 (en) | Heavy Oil Recovery and Apparatus | |
RU2522369C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones | |
RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
RU2334096C1 (en) | Method of massive type high-viscosity oil pool development | |
RU2663532C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
RU2481468C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit | |
RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
RU2343276C1 (en) | Method of development of high viscous oil deposit | |
RU2468194C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections | |
CA2985953A1 (en) | Enhancing hydrocarbon recovery or water disposal in multi-well configurations using downhole real-time flow modulation | |
RU2547530C1 (en) | Method of development of gas-and-oil reservoirs | |
CA2748980C (en) | Method for extracting viscous petroleum crude from a reservoir | |
RU2526047C1 (en) | Development of extra-heavy crude oil | |
US20150267519A1 (en) | Artificial Lift System | |
RU2555163C1 (en) | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells | |
RU2643056C1 (en) | Method for development of pools of superheavy oil or natural bitumen | |
RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
RU2683458C1 (en) | Highly viscous oil or bitumen deposit development method | |
RU2401937C1 (en) | Procedure for development of watered oil deposit | |
RU2646904C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil or bitumen field | |
RU2720725C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit |