RU2582256C1 - Method for development of high-viscosity oil or bitumen - Google Patents
Method for development of high-viscosity oil or bitumen Download PDFInfo
- Publication number
- RU2582256C1 RU2582256C1 RU2015110309/03A RU2015110309A RU2582256C1 RU 2582256 C1 RU2582256 C1 RU 2582256C1 RU 2015110309/03 A RU2015110309/03 A RU 2015110309/03A RU 2015110309 A RU2015110309 A RU 2015110309A RU 2582256 C1 RU2582256 C1 RU 2582256C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- wells
- steam
- steam chamber
- injection
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 12
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 53
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 53
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 27
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 19
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 17
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000010792 warming Methods 0.000 abstract description 2
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
- E21B47/07—Temperature
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти или битума без больших затрат на прогрев зон пласта, не охваченных прогревом и добычей.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of highly viscous oil or bitumen without high costs for heating the formation zones that are not covered by heating and production.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2527984, МПК E21B 43/24, E21B 7/04, опубл. 10.09.2014, бюл. №25), включающий строительство двухустьевых с горизонтальными участками верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, оснащенных фильтрами с отверстиями, расположенными друг над другом. Фильтр горизонтального участка нагнетательной скважины разделяют на две зоны прогрева. Внутри фильтра напротив каждой из зон прогрева устанавливают заглушенные с концов хвостовики с отверстиями, которые спускают на концах технологических колонн труб с устьев нагнетательной скважины. Хвостовики жестко соединены с соответствующими технологическими колоннами труб с возможностью герметичного закрытия или открытия отверстий фильтра горизонтального участка нагнетательной скважины. На поверхности обвязывают внутренние пространства технологических колонн труб нагнетательной скважины трубопроводом с вентилями между собой, а также обвязывают межколонные пространства нагнетательной скважины всасывающим и нагнетательным трубопроводами, оснащенными вентилями с парогенераторной установкой. Гидравлическими линиями с вентилями обвязывают насосный агрегат с межколонными пространствами нагнетательной скважины. При закрытых отверстиях фильтра горизонтального участка нагнетательной скважины производят разогрев межскважинной зоны пласта, снижают вязкость сверхвязкой нефти в пласте замкнутой циркуляцией теплоносителя по межколонным и внутренним пространствам верхней и нижней двухустьевых скважин посредством парогенераторной установки без закачки теплоносителя в пласт и производят отбор разогретой сверхвязкой нефти из добывающей скважины. В процессе замкнутой циркуляции теплоносителя по нагнетательной скважине при повышении температуры в зоне отбора добывающей скважины до значения, соответствующего вязкости сверхвязкой нефти в пласте, достаточной для растворения ее углеводородным растворителем, отключают парогенераторную установку и прекращают циркуляцию теплоносителя. Открывают отверстия фильтра горизонтального участка верхней нагнетательной двухустьевой скважины путем совмещения их с отверстиями хвостовиков. Насосным агрегатом производят закачку углеводородного растворителя через межколонные пространства и фильтр в пласт с образованием в пласте камеры растворителя, в которой происходит разжижение разогретой сверхвязкой нефти. При этом продолжают отбор разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти из добывающей скважины. По мере отбора разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти вследствие прекращения циркуляции пара снижается температура и повышается вязкость сверхвязкой нефти в зоне отбора до значения, соответствующего вязкости сверхвязкой нефти в пласте, недостаточной для ее растворения углеводородным растворителем. После чего отключают насосный агрегат и закрывают отверстия фильтра верхней нагнетательной двухустьевой скважины путем разобщения их с отверстиями хвостовиков. Включают парогенераторную установку и возобновляют циркуляцию теплоносителя в верхней нагнетательной двухустьевой скважине. В дальнейшем процесс повторяется.A known method of developing deposits of high viscosity oil (patent RU No. 2527984, IPC E21B 43/24, E21B 7/04, publ. 09/10/2014, bull. No. 25), including the construction of a double well with horizontal sections of the upper injection and lower producing wells, equipped with filters with holes located one above the other. The filter of the horizontal section of the injection well is divided into two heating zones. Inside the filter, opposite each of the heating zones, shanks are installed that are muffled from the ends with holes that are lowered at the ends of the process pipe columns from the mouths of the injection well. The shanks are rigidly connected to the corresponding technological pipe columns with the possibility of hermetically closing or opening the filter holes of the horizontal section of the injection well. On the surface, the internal spaces of the process columns of the injection well pipes are tied with a pipeline with valves to each other, and the intercolumn spaces of the injection well are connected with suction and injection pipes equipped with valves with a steam generator. Hydraulic lines with valves tie the pump unit with the annular spaces of the injection well. When the filter openings of the horizontal section of the injection well are closed, the cross-hole zone of the formation is heated, the viscosity of the super-viscous oil in the formation is reduced by closed circulation of the coolant through the intercolumn and internal spaces of the upper and lower double-well wells by means of a steam generator without pumping the coolant into the formation, and the heated super-viscous oil is extracted from the production . In the process of closed circulation of the coolant along the injection well with an increase in temperature in the production well selection zone to a value corresponding to the viscosity of the super-viscous oil in the formation sufficient to dissolve it with a hydrocarbon solvent, the steam generator is turned off and the coolant is stopped circulating. Open the filter holes of the horizontal section of the upper injection double-wellbore by combining them with the holes of the shanks. A pumping unit injects a hydrocarbon solvent through annular spaces and a filter into the formation with the formation of a solvent chamber in the formation, in which the heated super-viscous oil is liquefied. At the same time, the selection of heated and liquefied superviscous oil from the producing well continues. As the heated and liquefied super-viscous oil is withdrawn due to the cessation of steam circulation, the temperature decreases and the viscosity of the super-viscous oil in the extraction zone increases to a value corresponding to the viscosity of the super-viscous oil in the reservoir, insufficient for its dissolution by a hydrocarbon solvent. After that, the pump unit is turned off and the filter openings of the upper injection double-well well are closed by disengaging them with the shank holes. Turn on the steam generator and resume the circulation of the coolant in the upper injection double-well. In the future, the process is repeated.
Недостатком способа является технологическая сложность его реализации, в частности бурение двухустьевых скважин со сложной системой обвязки, а также снижение коэффициента извлечения нефти (КИН) в связи с прекращением закачки пара в процессе закачки растворителя, что ведет к остыванию пласта и повышенному расходу растворителя, связанному с ухудшением его свойств при более низких температурах.The disadvantage of this method is the technological complexity of its implementation, in particular the drilling of double-well wells with a complex piping system, as well as a decrease in the oil recovery coefficient (CIN) due to the cessation of steam injection during the solvent injection process, which leads to formation cooling and increased solvent consumption associated with deterioration of its properties at lower temperatures.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2531963, МПК E21B 43/24, опубл. 27.10.2014, бюл. №30), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры. Разработку месторождения высоковязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. Наблюдательные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но выше уровня водонефтяного контакта (ВНК) на 0,5-1 м. Дополнительно строят скважину между близлежащими парами горизонтальных скважин. Если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то строят дополнительную горизонтальную скважину, если больше - вертикальную, при этом дополнительные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но не ниже уровня ВНК более чем на 0,5 м. Производят прогрев теплоносителем дополнительных скважин до создания термогидродинамической связи с близлежащими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции для обеспечения симметричного и равномерного распространения паровой камеры вокруг пар горизонтальных скважин. В качестве теплоносителя используется перегретый пар, или пар с углеводородным растворителем, или пар с инертным газом.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing deposits of highly viscous oil or bitumen (patent RU No. 2531963, IPC E21B 43/24, publ. 10/27/2014, bull. No. 30), including the construction of pairs of horizontal mining and injection wells, as well as vertical observation wells, pumping coolant through injection wells with heating the reservoir and creating a steam chamber, product selection due to steam gravity drainage through production wells and counter eh for the steam chamber condition. The development of a high-viscosity oil field is carried out with regulation of the current size of the steam chamber by changing the volume of coolant pumped into the injection wells and the selection of liquid from the producing wells with control of the volume of the steam chamber. Observation wells are opened at least 0.5 m below the lower horizontal producing well, but 0.5-1 m above the level of water-oil contact (VOC). An additional well is constructed between adjacent pairs of horizontal wells. If the area of distribution of the steam chamber in the reservoir is less than the distance between the pairs of production and injection wells, then an additional horizontal well is built, if more is vertical, and additional wells are opened at least 0.5 m below the lower horizontal production well, but not lower than VNK for more than 0.5 m. Additional wells are heated with a coolant until a thermohydrodynamic connection with nearby pairs of horizontal wells is created with subsequent transfer to the end p products to ensure a symmetrical and uniform distribution of the steam chamber around pairs of horizontal wells. Superheated steam, or steam with a hydrocarbon solvent, or steam with an inert gas, is used as a heat carrier.
Недостатком способа является то, что при закачке растворителя в ту же скважину, в которую закачивается и теплоноситель, эффективность от действия растворителя снижается из-за того, что часть его при нагреве может испаряться и переноситься теплоносителем в верхнюю часть паровой камеры, в результате снижается эффективность обработки реагентом и коэффициент извлечения нефти (КИН).The disadvantage of this method is that when the solvent is injected into the same well into which the coolant is pumped, the efficiency of the solvent decreases due to the fact that part of it can evaporate when heated and transferred by the coolant to the upper part of the steam chamber, as a result, the efficiency decreases processing reagent and oil recovery ratio (CIN).
Техническими задачами способа разработки месторождения высоковязкой нефти или битума являются увеличение КИН, а также снижение затрат на прогрев пласта и на растворитель.The technical objectives of the method for developing a highly viscous oil or bitumen deposit are to increase the oil recovery factor, as well as to reduce the cost of heating the formation and solvent.
Технические задачи решаются способом разработки месторождения высоковязкой нефти или битума, включающим строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также дополнительных горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через верхние нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку месторождения высоковязкой нефти или битума ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры, в качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с инертным газом.Technical problems are solved by the method of developing a highly viscous oil or bitumen deposit, including the construction of pairs of horizontal production and injection wells located one above the other, as well as additional horizontal wells, pumping coolant through the upper injection wells with heating of the reservoir and creating a steam chamber, product selection due to steam gravity drainage through production wells and monitoring the state of the steam chamber, while developing a high deposit viscous oil or bitumen lead to the regulation of the current size of the steam chamber by varying the volume of coolant pumped into injection wells and withdraw fluid from the production wells with the control of the steam chamber volume, is used as a coolant or steam superheated steam with an inert gas.
Новым является то, что строят дополнительную горизонтальную скважину между парой добывающей и нагнетательной скважин в диапазоне от 1/3 до 2/3 расстояния между ними, а контроль за состоянием паровой камеры ведут снятием термограммы в добывающей горизонтальной скважине с дополнительным определением зон наименьшего прогрева, причем растворитель закачивают только через дополнительную скважину поинтервально в зоны наименьшего прогрева.What's new is that they build an additional horizontal well between a pair of producing and injection wells in the range from 1/3 to 2/3 of the distance between them, and the state of the steam chamber is monitored by taking a thermogram in the producing horizontal well with an additional definition of the zones of least heating, the solvent is pumped only through an additional well at intervals into the zones of least heating.
На чертеже изображена схема реализации способа.The drawing shows a diagram of the implementation of the method.
Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума включает строительство вертикальных наблюдательных скважин для уточнения геологического строения и последующего контроля и регулирования выработки пласта 1, строительство пары расположенных друг над другом горизонтальных добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3, дополнительной горизонтальной скважины 4, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину 3 с прогревом продуктивного пласта 1 и созданием паровой камеры 5, закачку растворителя в дополнительную горизонтальную скважину 4, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа и действия растворителя через добывающую скважину 2 и контроль за состоянием паровой камеры 5 при помощи наблюдательных скважин (на чертеже не показаны) и аэрофотосъемки, а также снятием термограммы в горизонтальной добывающей скважине 2 с определением зон наименьшего прогрева. Горизонтальную добывающую скважину 2 располагают не ниже 1,5-2 м от уровня 6 ВНК. Дополнительную горизонтальную скважину 4 располагают в диапазоне от 1/3 до 2/3 расстояния между добывающей скважиной 2 и нагнетательной скважиной 3 для снижения непроизводительной закачки растворителя в кровельную часть паровой камеры 5 и для предотвращения прорыва растворителя в добывающую скважину 2. Разработку месторождения сверхвязкой нефти или битума ведут с регулированием текущего размера паровой камеры 5 путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательную скважину 3 и отбора скважинной жидкости из добывающей скважины 2: при превышении скорости формирования и продвижения паровой камеры 5 выше допустимой (определяют по термограмме), приводящей к прорыву пара к забою добывающей скважины 2, закачку в нагнетательную скважину 3 снижают.A method of developing a highly viscous oil or bitumen field involves the construction of vertical observation wells to clarify the geological structure and subsequent control and regulation of the
Закачку растворителя в дополнительную горизонтальную скважину 4 осуществляют следующим образом: по термограмме в горизонтальной добывающей скважине 2 определяют слабо прогретые интервалы. Напротив такого интервала в дополнительную горизонтальную скважину 4 спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) или гибкую трубу, в которую производят закачку растворителя. Закачку можно произвести каким-либо другим способом (например: способом, описанным в патенте RU №2527984, МПК E21B 43/24, E21B 7/04, опубл. 10.09.2014, бюл. №25).The injection of solvent into an additional
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
Предложенный способ разработки залежи высоковязкой нефти был рассмотрен на Горском месторождении со следующими геолого-физическими характеристиками:The proposed method for developing a highly viscous oil reservoir was considered at the Gorskoye field with the following geological and physical characteristics:
- средняя общая толщина пласта - 23 м;- the average total thickness of the reservoir is 23 m;
- нефтенасыщенная толщина пласта -18 м;- oil saturated formation thickness -18 m;
- значение начального пластового давления - 0,9 МПа;- the value of the initial reservoir pressure is 0.9 MPa;
- начальная пластовая температура - 8°C;- initial reservoir temperature - 8 ° C;
- плотность нефти в пластовых условиях - 1,01 т/м3;- the density of oil in reservoir conditions - 1.01 t / m 3 ;
- коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 480140,5 мПа·с;- the coefficient of dynamic viscosity of oil in reservoir conditions - 480140.5 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 - 296 мкм2;- the value of the average core permeability in the reservoir - 296 μm 2 ;
- значение средней пористости по керну в пласте - 0,16 д. ед.- the value of the average core porosity in the reservoir - 0.16 d.
В нефтенасыщенном пласте 1 на 2 м выше уровня 6 ВНК расположили горизонтальную добывающую скважину 2. Над горизонтальной добывающей скважиной 2 на расстоянии 8 м расположили горизонтальную нагнетательную скважину 3. На середине расстояния между горизонтальными добывающей скважиной 2 и нагнетательной скважиной 3 расположили дополнительную горизонтальную скважину 4 под закачку растворителя. После обустройства горизонтальных добывающей 2, нагнетательной 3 и дополнительной под закачку растворителя 4 скважин через горизонтальную нагнетательную скважину 3 закачивался рабочий агент в объеме 5 тыс.т. В качестве рабочего агента использовался пар с температурой 191°C и сухостью 0,9 д. ед. После прогрева призабойной зоны горизонтальной нагнетательной скважины 3 горизонтальная добывающая скважина 2 была введена в добычу, а горизонтальная нагнетательная скважина 3 под постоянную закачку.A
С периодичностью в 20 дней в горизонтальной добывающей скважине 2 выполняли снятие термограммы и по температуре вдоль ствола определяли зоны наименьшего прогрева. Напротив непрогретого интервала в дополнительную горизонтальную скважину 4 под закачку растворителя выполняли закачку «Нефрас» в объеме 5% от объема закачки пара в горизонтальную нагнетательную скважину 3 до выравнивания температуры вдоль ствола горизонтальной добывающей скважины 2 по данным термограммы. При достижении температуры по данным термограммы в стволе горизонтальной добывающей скважины 2 на 6-7°С ниже температуры парообразования закачку в горизонтальную нагнетательную скважину 3 снижали.With a frequency of 20 days in a horizontal production well 2, a thermogram was taken and the zones of least heating were determined by the temperature along the barrel. Opposite the unheated interval, an additional
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 неэффективной закачки растворителя в 3-4 раза по отношению к прототипу, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта, уменьшение прорыва теплоносителя в добывающую скважину, накопленная добыча нефти выше, чем по прототипу, на 7-8%.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 decrease in inefficient solvent injection by 3-4 times with respect to the prototype, a decrease in the percentage of water cut in the produced products from the reservoir, a decrease in the breakthrough of the coolant in the producing well, the cumulative oil production is 7 times higher than in the prototype -8%.
Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как увеличение КИН, а также снижение затрат на прогрев пласта и на растворитель.The proposed method allows us to solve technical problems, such as increasing the oil recovery factor, as well as reducing the cost of heating the formation and solvent.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015110309/03A RU2582256C1 (en) | 2015-03-23 | 2015-03-23 | Method for development of high-viscosity oil or bitumen |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015110309/03A RU2582256C1 (en) | 2015-03-23 | 2015-03-23 | Method for development of high-viscosity oil or bitumen |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2582256C1 true RU2582256C1 (en) | 2016-04-20 |
Family
ID=56195285
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015110309/03A RU2582256C1 (en) | 2015-03-23 | 2015-03-23 | Method for development of high-viscosity oil or bitumen |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2582256C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2643056C1 (en) * | 2016-11-16 | 2018-01-30 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method for development of pools of superheavy oil or natural bitumen |
| RU2663532C1 (en) * | 2017-10-23 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity oil |
| RU2673825C1 (en) * | 2018-02-05 | 2018-11-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing of reservoir of super-viscous oil or bitumen under thermal exposure |
| RU2675115C1 (en) * | 2017-10-23 | 2018-12-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity oil |
| CN110821462A (en) * | 2019-10-16 | 2020-02-21 | 新疆中凌工程技术有限公司 | Method for drawing tail end of horizontal well group with interlayer in SAGD control well reservoir |
| RU2735009C1 (en) * | 2020-04-30 | 2020-10-27 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of ultraviscous oil deposit by thermal methods at a late stage |
Citations (5)
| 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 |
| RU2439305C1 (en) * | 2010-07-02 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| RU2515662C1 (en) * | 2013-05-20 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2525891C1 (en) * | 2013-03-29 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for development of super thick oil pool |
| RU2527984C1 (en) * | 2013-03-29 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of ultraviscous oil deposit |
-
2015
- 2015-03-23 RU RU2015110309/03A patent/RU2582256C1/en active
Patent Citations (5)
| 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 |
| RU2439305C1 (en) * | 2010-07-02 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| RU2525891C1 (en) * | 2013-03-29 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for development of super thick oil pool |
| RU2527984C1 (en) * | 2013-03-29 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of ultraviscous oil deposit |
| RU2515662C1 (en) * | 2013-05-20 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2643056C1 (en) * | 2016-11-16 | 2018-01-30 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method for development of pools of superheavy oil or natural bitumen |
| RU2663532C1 (en) * | 2017-10-23 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity oil |
| RU2675115C1 (en) * | 2017-10-23 | 2018-12-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity oil |
| RU2673825C1 (en) * | 2018-02-05 | 2018-11-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing of reservoir of super-viscous oil or bitumen under thermal exposure |
| CN110821462A (en) * | 2019-10-16 | 2020-02-21 | 新疆中凌工程技术有限公司 | Method for drawing tail end of horizontal well group with interlayer in SAGD control well reservoir |
| CN110821462B (en) * | 2019-10-16 | 2022-03-25 | 新疆中凌工程技术有限公司 | Method for drawing tail end of horizontal well group with interlayer in SAGD control well reservoir |
| RU2735009C1 (en) * | 2020-04-30 | 2020-10-27 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of ultraviscous oil deposit by thermal methods at a late stage |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2582256C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2340768C2 (en) | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells | |
| RU2295030C1 (en) | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen | |
| CA2913140C (en) | Radial fishbone sagd | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2663532C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
| RU2368767C1 (en) | High-viscous and heavy oil field development method with thermal action | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2343276C1 (en) | Method of development of high viscous oil deposit | |
| RU2431744C1 (en) | Procedure for extraction of high viscous oil and bitumen with application of horizontal producing and horizontal-inclined wells | |
| RU2515662C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2527984C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2675115C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
| CA2890491C (en) | Hydrocarbon recovery start-up process | |
| RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
| RU2526047C1 (en) | Development of extra-heavy crude oil | |
| RU2395676C1 (en) | Method of bitumen deposit development | |
| RU2687833C1 (en) | Method of development of bituminous oil deposit by thermal action on formation | |
| RU2643056C1 (en) | Method for development of pools of superheavy oil or natural bitumen | |
| RU2199657C2 (en) | Underground-surface method of development of high- viscosity oil deposit | |
| RU2483207C2 (en) | Development method of fractured high-viscosity oil deposit | |
| RU2225942C1 (en) | Method for extraction of bituminous deposit |