RU2582529C1 - Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen - Google Patents

Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen Download PDF

Info

Publication number
RU2582529C1
RU2582529C1 RU2015110304/03A RU2015110304A RU2582529C1 RU 2582529 C1 RU2582529 C1 RU 2582529C1 RU 2015110304/03 A RU2015110304/03 A RU 2015110304/03A RU 2015110304 A RU2015110304 A RU 2015110304A RU 2582529 C1 RU2582529 C1 RU 2582529C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
additional
well
filters
coolant
Prior art date
Application number
RU2015110304/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Андрей Иванович Куринов
Фарит Фоатович Ахмадишин
Азат Тимерьянович Зарипов
Илфат Нагимович Файзуллин
Рустам Хисамович Илалов
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2015110304/03A priority Critical patent/RU2582529C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2582529C1 publication Critical patent/RU2582529C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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

Abstract

FIELD: oil industry.
SUBSTANCE: invention relates to oil industry and can be used in development of sandwich-type high-viscosity oil or bitumen accumulation. In development method for layer-by-zonal non-uniform high-viscosity oil or bitumen accumulation, which involves determination of productive formations separated by low permeable interlayers, construction in the lower formation above water-oil contact of horizontal well with additional uprising shafts, opening up upper beds, heat carrier pumping and product extraction, the distance between additional ascending shafts is determined considering technological capabilities of drilling equipment for wiring, as well as with possibility to accommodate filters with adjustable transmission lowered into horizontal well before pumping heat carrier at the pipe string and located opposite additional uprising shafts, as well as packers insulating annular space of horizontal well between additional ascending shafts and above filters. Number of pumped heat carrier and extracted product is determined from the properties of enter formations in each additional ascending shaft due to filters with adjustable transmission, the heat carrier pumping and product extraction is performed successively from the pipe string.
EFFECT: technical result - involvement in development of low-productive formations with thickness less than 10 m, higher efficiency of oil recovery due to more even heating of productive formation, as well as reducing material costs, since it is possible to disconnect mined-out areas of productive formations and reduce volume of pumped heat carrier.
1 cl, 2 dwg

Description

Предложение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи высоковязкой нефти или битума.The proposal relates to the oil industry and may find application in the development of a multilayer reservoir of high viscosity oil or bitumen.

Известен способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины (патент RU №2067168, МПК6 Е21В 43/24, опубл. 27.09.1996 г.), включающий бурение скважины с горизонтальным стволом, установку обсадной колонны и цементирование затрубного пространства выше горизонтального ствола, перфорацию обсадной колонны по кольцевым образующим в оконечной части и в начале горизонтального участка непосредственно перед цементировочной пробкой, после этого спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), центрирование их в обсадной колонне с помощью пакера, который устанавливают за первой группой перфораций, производят подачу теплоносителя через НКТ, а продукт отбирают через вторую группу перфораций и транспортируют по кольцевому межтрубному пространству.A known method of thermal displacement of oil from a horizontal well (patent RU No. 2067168, IPC 6 ЕВВ 43/24, published on 09/27/1996), including drilling a well with a horizontal well, installing a casing string and cementing the annulus above a horizontal well, perforating the casing the columns along the annular generators in the end part and at the beginning of the horizontal section immediately before the cement plug, after which the tubing string is lowered, the casing is centered in the casing with the help of a packer The second one is installed behind the first group of perforations, the coolant is supplied through the tubing, and the product is taken through the second group of perforations and transported along the annular annulus.

Недостатком данного способа является незначительная эффективность нефтеизвлечения, так как в условиях послойно-зонально-неоднородного пласта охват его воздействием по вертикали и по площади чрезвычайно мал, что приводит к большой продолжительности охвата всего объема пласта воздействием и низким темпам отбора.The disadvantage of this method is the low efficiency of oil recovery, since in the conditions of a layered-zonal-heterogeneous formation, its exposure vertically and in area is extremely small, which leads to a long duration of coverage of the entire volume of the formation by exposure and low rates of selection.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2295030, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.03.2007 г.), включающий строительство добывающей многоустьевой горизонтальной скважины с дополнительными боковыми стволами, проходящими под глинистым пропластком, и выше нее параллельно добывающей многоустьевой горизонтальной скважине нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины с дополнительными восходящими ответвленными стволами, которые проводят через глинистый пропласток, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного теплоносителя в обе скважины, причем вначале закачивают пар малой степени сухости (с большей жирностью газа) до увеличения приемистости нагнетательной многоустьевой горизонтальной скважины и доли попутной воды в отбираемой продукции, а затем закачивают пар высокой степени сухости (газа малой жирности), объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин, после создания проницаемой зоны подачу теплоносителя производят только в нагнетательную многоустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей многоустьевой горизонтальной скважине производят отбор продукции, продукцию отбирают по добывающей многоустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта, кроме этого, дополнительно бурят вертикальные скважины, проходящие через глинистый пропласток, причем их используют как в качестве транспортного канала для фильтрации пара (газа) выше залегания глинистого пропластка и создания паро(газо)нефтяной ванны, так и для подачи отбираемой продукции вниз.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing a layered-zonal-heterogeneous reservoir of highly viscous oil or bitumen (patent RU No. 2295030, IPC ЕВВ 43/24, published March 10, 2007), including the construction of a producing multi-well horizontal well with additional lateral shafts passing under the clay layer and above it parallel to the producing multi-wellhead horizontal well of the twin-wellhead horizontal well with additional ascending branches mixtures that pass through a clay interlayer, creating a permeable zone between wells by injecting a water coolant into both wells, and at first steam of a low degree of dryness (with a higher gas content) is pumped to increase the injectivity of a multi-mouth horizontal well and the proportion of associated water in the selected product, and then steam with a high degree of dryness (low fat gas) is pumped, the volume of which is determined by increasing the discharge pressure, which is maintained not exceeding the opening pressure vertical cracks, after the creation of the permeable zone, the coolant is supplied only to the injection horizontal wellhead, and the production is taken from the horizontal horizontal wellhead, and the products are taken from the horizontal horizontal wellhead until the reservoir is fully developed; in addition, vertical wells passing through clay interbed, and they are used as a transport channel for filtering steam (gas) above the bed Ia clay seam and create a vapor (gas) oil bath, and supply of products withdrawn downwards.

Недостатки данного способа:The disadvantages of this method:

- невозможность вовлечения в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, так как в них сложно провести пару скважин;- the inability to engage in the development of low-power productive formations with a thickness of less than 10 m, since it is difficult to conduct a couple of wells in them;

- недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как высока вероятность прорыва теплоносителя через один или несколько дополнительных восходящих ответвлений, проходящих через наиболее проницаемые участки пласта, в то время как другие участки недостаточно прогреты;- insufficient oil recovery efficiency, since the probability of a coolant breakthrough through one or more additional ascending branches passing through the most permeable sections of the reservoir is high, while other sections are not sufficiently warmed up;

- невозможность отключения выработанных участков продуктивных пластов, что ведет к дополнительным материальным затратам, так как в них продолжают закачивать теплоноситель.- the inability to turn off the developed sections of productive formations, which leads to additional material costs, as they continue to pump coolant.

Техническими задачами предлагаемого способа являются вовлечение в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, повышение эффективности нефтеизвлечения за счет более равномерного прогрева продуктивного пласта, а также снижение материальных затрат, так как возможно отключение выработанных участков продуктивных пластов, при этом снижается объем закачиваемого теплоносителя.The technical objectives of the proposed method are the involvement in the development of low-power productive formations with a thickness of less than 10 m, increasing the efficiency of oil recovery due to a more uniform heating of the productive formation, as well as reducing material costs, since it is possible to turn off the developed sections of productive formations, while the volume of pumped coolant is reduced.

Технические задачи решаются способом разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума, включающим определение в залежи продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемыми пропластками, строительство в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты, закачку теплоносителя и отбор продукции.Technical problems are solved by the method of developing a layer-zonal inhomogeneous reservoir of highly viscous oil or bitumen, including the determination of productive formations in the reservoir separated by low-permeable layers, construction of a horizontal well in the lower layer above the oil-water contact with the ascending trunks that open the upper layers, injection of the coolant and product selection.

Новым является то, что расстояние между дополнительными восходящими стволами определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, а также с возможностью размещения фильтров с регулируемым пропусканием, спускаемых в горизонтальную скважину перед закачкой теплоносителя на колонне труб и располагаемых напротив дополнительных восходящих стволов, а также пакеров, изолирующих межтрубное пространство горизонтальной скважины между дополнительными восходящими стволами и выше фильтров. Количество закачиваемого теплоносителя и отбираемой продукции определяют из свойств вскрытых пластов в каждом дополнительном восходящем стволе благодаря фильтрам с регулируемым пропусканием, при этом закачку теплоносителя и отбор продукции производят последовательно из колонны труб. New is that the distance between the additional ascending shafts is determined taking into account the technological capabilities of the drilling equipment for their wiring, as well as with the possibility of placing filters with adjustable transmission, lowered into a horizontal well before pumping the coolant on the pipe string and located opposite the additional ascending shafts, and packers that isolate the annular space of a horizontal well between additional ascending shafts and above the filters. The amount of injected coolant and selected products is determined from the properties of the exposed formations in each additional ascending wellbore due to filters with adjustable transmission, while the coolant is injected and the products are selected sequentially from the pipe string.

На фиг. 1 показана закачка теплоносителя в пласт через горизонтальную скважину с боковыми восходящими стволами, вскрывающими слабопродуктивный пропласток.In FIG. 1 shows the injection of coolant into the formation through a horizontal well with lateral ascending shafts revealing a poorly productive interlayer.

На фиг. 2 показан отбор продукции из пласта через горизонтальную скважину с восходящими стволами, вскрывающими слабопродуктивный пропласток. Способ осуществляется следующим образом.In FIG. 2 shows the selection of production from the reservoir through a horizontal well with ascending trunks revealing a poorly productive layer. The method is as follows.

На послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума выделяют продуктивные пласты 1, 2 (фиг. 1, 2), разделенные слабопродуктивным пропластком 3. Бурят скважину 4 с размещением горизонтального участка 5 ниже слабопродуктивного пропластка 3 и выше водонефтяного контакта (на фигурах не показано) на 2 м. Осуществляют проводку из горизонтального участка 5 дополнительных восходящих стволов 6 с пересечением слабопродуктивного пропластка 3. При выборе расстояния между дополнительными восходящими стволами 6 учитывают технологические возможности бурового оборудования (на фиг. не показано) для их проводки, например, необходимо исключить вероятность попадания в соседний ствол при забуривании следующего ствола забойным двигателем с углом перекоса, исключить вероятность слома бурильных труб при бурении дополнительных восходящих стволов, обеспечить вымывание бурового шлама при бурении дополнительных восходящих стволов и так далее. Кроме этого, учитывают возможность размещения между ними фильтров 7 с регулируемым пропусканием, например патент РФ №2485290, спускаемых на колонне труб 8 и располагаемых напротив дополнительных восходящих стволов 6, а также пакеров 9, которые изолируют межтрубное пространство 10 горизонтального участка 5 между фильтрами 7 и выше них.Productive formations 1, 2 (Fig. 1, 2) are separated on a layer-zonal heterogeneous reservoir of highly viscous oil or bitumen, separated by a poorly productive layer 3. A well 4 is drilled with a horizontal section 5 below the low-productive layer 3 and above the oil-water contact (in the figures not shown) at 2 m. Posting from the horizontal section 5 additional ascending trunks 6 with the intersection of the poorly productive interlayer 3 are carried out. When choosing the distance between the additional ascending trunks 6 take into account technologically f the capabilities of the drilling equipment (not shown in Fig.) for their wiring, for example, it is necessary to exclude the probability of getting into the next bore when the next bore is drilled by a downhole motor with a skew angle, to exclude the possibility of breaking drill pipes when drilling additional ascending shafts, to ensure that the drill cuttings are washed out when drilling additional ascending trunks and so on. In addition, consider the possibility of placing between them filters 7 with adjustable transmission, for example, RF patent No. 2485290, lowered on a pipe string 8 and located opposite additional ascending shafts 6, as well as packers 9, which isolate the annular space 10 of the horizontal section 5 between the filters 7 and above them.

Осуществляют закачку теплоносителя 11 (фиг. 1) в скважину 4, причем количество закачиваемого теплоносителя 11 определяют из свойств вскрытых пластов 1, 2 (чем ниже приемистость пласта и выше вязкость нефти, тем больше закачивают пара, и наоборот) в каждом дополнительном восходящем стволе 6 благодаря регулируемым фильтрам 7. После прогрева продуктивных пластов 1, 2 прекращают подачу теплоносителя 11 в скважину и производят отбор продукции 12 (фиг. 2), при этом количество отбираемой продукции 12 определяют из свойств вскрытых пластов 1, 2 (чем выше пористость, проницаемость и нефтенасыщенность пласта, тем больше отбирают продукции, и наоборот) в каждом дополнительном восходящем стволе 6 благодаря регулируемым фильтрам 7. Таким образом, последовательно производят закачку теплоносителя 11 (фиг. 1) и отбор продукции 12 (фиг. 2) до полной выработки пласта. При этом в случае выработки запасов участков продуктивных пластов 1, 2, вскрытых дополнительными восходящими стволами 6, соответствующие им регулируемые фильтры 8 закрывают, а из других продолжают отбор продукции 12.The coolant 11 is injected (Fig. 1) into the well 4, and the amount of injected coolant 11 is determined from the properties of the exposed formations 1, 2 (the lower the injectivity of the formation and the higher the viscosity of the oil, the more steam is injected, and vice versa) in each additional ascending trunk 6 thanks to the adjustable filters 7. After heating the productive formations 1, 2, the coolant 11 is cut off and the product 12 is sampled (Fig. 2), while the amount of product 12 taken is determined from the properties of the opened formations 1, 2 (the higher the porosity the reservoir, permeability and oil saturation, the more products are taken, and vice versa) in each additional ascending barrel 6 due to adjustable filters 7. Thus, the coolant 11 (Fig. 1) is sequentially injected and production 12 is taken (Fig. 2) to full reservoir formation. In this case, in the case of developing reserves of sections of productive formations 1, 2, opened by additional ascending trunks 6, the corresponding adjustable filters 8 are closed, and from others they continue to select products 12.

С использованием гидродинамической модели проведена сравнительная оценка эффективности предлагаемого способа и способа, взятого за прототип. Для модели заданы следующие параметры: верхний 1 пласт имеет температуру 20°С, давление - 0,5 МПа, нефтенасыщенность - 0,77 д. ед., пористость - 30%, проницаемость - 1,5 мкм2 и насыщен высоковязкой нефтью или битумом плотностью 956 кг/м3 и вязкостью 30000 мПа·с, а нижний 2 пласт - температуру 20°С, давление - 0,5 МПа, нефтенасыщенность - 0,6 д. ед., пористость - 30%, проницаемость - 1,5 мкм2 и насыщен высоковязкой нефтью или битумом плотностью 956 кг/м3 и вязкостью 30000 мПа·с. Верхний 1 и нижний 2 продуктивные пласты разделены слабопродуктивным пропластком 3 толщиной 3-5 м, имеющим температуру 20°С, давление - 0,5 МПа, нефтенасыщенность - 0,6 д. ед., пористость - 17%, проницаемость - 0,1 мкм2. Подошва нижнего 2 продуктивного пласта расположена на глубине 90-95 м. В нижнем продуктивном пласте 2 бурят скважину 4 с размещением горизонтального участка 5 длиной 450-500 м ниже слабопродуктивного пропластка 3 и выше водонефтяного контакта на 2 м. В пластах 1 и 2 по результатам расчета заданы слабопроницаемые участки, через которые из горизонтального участка 5 скважины 4 пробурены восходящие дополнительные стволы 6, вскрывающие слабопроницаемый пропласток 3. Расстояние между восходящими дополнительными стволами - 40-45 м. В результате использования предлагаемого способа удается достичь относительного прироста коэффициента нефтеизвлечения на 14% и уменьшения расхода пара - на 9%.Using a hydrodynamic model, a comparative assessment of the effectiveness of the proposed method and the method taken as a prototype. The following parameters are set for the model: the top 1 layer has a temperature of 20 ° C, pressure is 0.5 MPa, oil saturation is 0.77 units, porosity is 30%, permeability is 1.5 μm 2 and is saturated with highly viscous oil or bitumen with a density of 956 kg / m 3 and a viscosity of 30,000 mPa · s, and the lower 2 layer - temperature 20 ° С, pressure - 0.5 MPa, oil saturation - 0.6 units, porosity - 30%, permeability - 1.5 μm 2 and is saturated with high viscosity oil or bitumen with a density of 956 kg / m 3 and a viscosity of 30,000 mPa · s. The upper 1 and lower 2 productive formations are separated by a poorly productive interlayer 3 of a thickness of 3-5 m, having a temperature of 20 ° C, pressure - 0.5 MPa, oil saturation - 0.6 units, porosity - 17%, permeability - 0.1 μm 2 . The sole of the bottom 2 of the productive formation is located at a depth of 90-95 m. In the lower productive layer 2, a well 4 is drilled with a horizontal section 5 of 450-500 m in length, 2 m below the low productivity layer and 2 m above the oil-water contact. In layers 1 and 2 according to the results low-permeable sections are specified through which ascending additional trunks 6 are drilled from a horizontal section 5 of well 4, revealing a low-permeable interlayer 3. The distance between the ascending additional trunks is 40-45 m. As a result, I proposed method can achieve a relative increase oil recovery factor of 14% and a decrease in steam consumption - 9%.

Предлагаемый способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума позволяет производить вовлечение в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, повысить эффективность нефтеизвлечения за счет более равномерного прогрева продуктивного пласта, а также снизить материальные затраты, так как возможно отключение выработанных участков продуктивных пластов, при этом снижается объем закачиваемого теплоносителя.The proposed method for the development of a layer-zonal inhomogeneous reservoir of highly viscous oil or bitumen allows for the involvement of low-power productive formations with a thickness of less than 10 m, increase the efficiency of oil recovery due to more uniform heating of the productive layer, and also reduce material costs, since it is possible to turn off the developed sections of productive layers, while reducing the volume of injected coolant.

Claims (1)

Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума, включающий определение в залежи продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемыми пропластками, строительство в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты, закачку теплоносителя и отбор продукции, отличающийся тем, что расстояние между дополнительными восходящими стволами определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, а также с возможностью размещения фильтров с регулируемым пропусканием, спускаемых в горизонтальную скважину перед закачкой теплоносителя на колонне труб и располагаемых напротив дополнительных восходящих стволов, а также пакеров, изолирующих межтрубное пространство горизонтальной скважины между дополнительными восходящими стволами и выше фильтров, причем количество закачиваемого теплоносителя и отбираемой продукции определяют из свойств вскрытых пластов в каждом дополнительном восходящем стволе благодаря фильтрам с регулируемым пропусканием, при этом закачку теплоносителя и отбор продукции производят последовательно из колонны труб. A method for developing a layer-zone-heterogeneous reservoir of highly viscous oil or bitumen, comprising determining in the reservoir productive formations separated by low-permeable layers, constructing a horizontal well in the lower layer above the oil-water contact with additional ascending trunks opening the upper layers, pumping the coolant and product selection, characterized in that the distance between the additional ascending shafts is determined taking into account the technological capabilities of the drilling equipment for their wiring, as well as with the possibility of placing filters with adjustable transmission, lowered into a horizontal well before pumping coolant on a pipe string and located opposite additional ascending trunks, as well as packers that isolate the annular space of a horizontal well between additional ascending trunks and above the filters, and the amount of injected coolant and selected products are determined from the properties of the exposed formations in each additional ascending wellbore due to filters with re controlled transmission, while the coolant is pumped and the products are selected sequentially from the pipe string.
RU2015110304/03A 2015-03-23 2015-03-23 Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen RU2582529C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015110304/03A RU2582529C1 (en) 2015-03-23 2015-03-23 Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015110304/03A RU2582529C1 (en) 2015-03-23 2015-03-23 Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2582529C1 true RU2582529C1 (en) 2016-04-27

Family

ID=55794506

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015110304/03A RU2582529C1 (en) 2015-03-23 2015-03-23 Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2582529C1 (en)

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2640608C1 (en) * 2017-04-04 2018-01-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of ash-nonuniform deposit of high-viscosity oil or bitumen
RU2657307C1 (en) * 2017-09-26 2018-06-13 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen
RU2663627C1 (en) * 2017-07-06 2018-08-07 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of super-viscous oil field development
RU2675114C1 (en) * 2018-02-05 2018-12-17 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of super-viscous oil field development
RU2691234C2 (en) * 2017-10-12 2019-06-11 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of super-viscous oil deposit
RU2761799C1 (en) * 2021-06-11 2021-12-13 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method for development of layer-by-layer-zonal-heterogeneous deposits of super-viscous oil or bitumen

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4653583A (en) * 1985-11-01 1987-03-31 Texaco Inc. Optimum production rate for horizontal wells
RU2067168C1 (en) * 1994-01-05 1996-09-27 Государственное научно-производственное предприятие "Пилот" Method for heat displacement of oil from horizontal well
RU2295030C1 (en) * 2006-05-26 2007-03-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen
RU2382183C1 (en) * 2008-11-11 2010-02-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method
RU2485290C1 (en) * 2011-12-29 2013-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method by horizontal well of formation with zones of various permeability

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4653583A (en) * 1985-11-01 1987-03-31 Texaco Inc. Optimum production rate for horizontal wells
RU2067168C1 (en) * 1994-01-05 1996-09-27 Государственное научно-производственное предприятие "Пилот" Method for heat displacement of oil from horizontal well
RU2295030C1 (en) * 2006-05-26 2007-03-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen
RU2382183C1 (en) * 2008-11-11 2010-02-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method
RU2485290C1 (en) * 2011-12-29 2013-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method by horizontal well of formation with zones of various permeability

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2640608C1 (en) * 2017-04-04 2018-01-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of ash-nonuniform deposit of high-viscosity oil or bitumen
RU2663627C1 (en) * 2017-07-06 2018-08-07 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of super-viscous oil field development
RU2657307C1 (en) * 2017-09-26 2018-06-13 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen
RU2691234C2 (en) * 2017-10-12 2019-06-11 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of super-viscous oil deposit
RU2675114C1 (en) * 2018-02-05 2018-12-17 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of super-viscous oil field development
RU2761799C1 (en) * 2021-06-11 2021-12-13 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method for development of layer-by-layer-zonal-heterogeneous deposits of super-viscous oil or bitumen

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2582529C1 (en) Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen
RU2295030C1 (en) Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen
RU2287677C1 (en) Method for extracting oil-bitumen deposit
US3692111A (en) Stair-step thermal recovery of oil
RU2582251C1 (en) Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen
RU2527051C1 (en) Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect
CA2744749C (en) Basal planer gravity drainage
CN109356560B (en) In-situ mining method and in-situ mining well pattern
RU2567918C1 (en) Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit
RU2555713C1 (en) Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen
RU2434127C1 (en) Procedure for development of heavy oil or bitumen deposit
RU2289685C1 (en) Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen
RU2343276C1 (en) Method of development of high viscous oil deposit
RU2515662C1 (en) Oil deposit development method
RU2506417C1 (en) Development method of high-viscosity oil deposit
RU2274741C1 (en) Oil field development method
RU2439298C1 (en) Method of development of massive oil field with laminar irregularities
RU2657307C1 (en) Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen
RU2584467C1 (en) Method of developing high-viscosity oil field
RU2693055C1 (en) Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones
RU2618542C1 (en) Method for development of oil deposits by hydraulic fracturing fractures
RU2691234C2 (en) Development method of super-viscous oil deposit
RU2289684C1 (en) Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen
RU2505668C1 (en) Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells
RU2679423C1 (en) Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals