RU2610966C1 - Highly viscous oil or bitumen field development method - Google Patents
Highly viscous oil or bitumen field development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2610966C1 RU2610966C1 RU2016102859A RU2016102859A RU2610966C1 RU 2610966 C1 RU2610966 C1 RU 2610966C1 RU 2016102859 A RU2016102859 A RU 2016102859A RU 2016102859 A RU2016102859 A RU 2016102859A RU 2610966 C1 RU2610966 C1 RU 2610966C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- temperature
- coolant
- horizontal
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 24
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims abstract description 23
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 19
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 14
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract 3
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 5
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 4
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 239000013529 heat transfer fluid Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 description 2
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect 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
- 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)
- 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 времени и средств на излив и на прогрев зон пласта, не охваченных прогревом и добычей.The invention relates to the oil industry and can find application in the development of deposits of highly viscous oil or bitumen without a large investment of time and money for pouring and heating the formation zones that are not covered by heating and production.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2340768, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.12.2008, бюл. №34), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину. Согласно изобретению прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции. При отборе продукции снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков. С учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции. При этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).There is a known method of developing a highly viscous oil deposit (patent RU No. 2340768, IPC ЕВВ 43/24, published on December 10, 2008, bull. No. 34), which includes pumping a heat carrier through a two-well horizontal injection well, heating the reservoir with the creation of a steam chamber and selecting products through two-well horizontal production well. According to the invention, warming up the productive formation begins with steam injection into both wells, heats the inter-well zone of the formation, reduces the viscosity of oil or bitumen, and creates a steam chamber by pumping the coolant with the possibility of penetrating the latter to the upper part of the reservoir and increasing the size of the steam chamber during the selection process. When selecting products, thermograms of the steam chamber are taken, the state of its heating is analyzed for uniform heating and the presence of temperature peaks. Taking into account the obtained thermograms, the steam chamber is uniformly heated by changing the filtration direction and / or the modes of pumping the coolant and selecting products. The volume of coolant pumped through the mouth of the injection well and / or the selection of products through the mouth of the producing well is changed in the ratio,%: (10-90) :( 90-10).
Недостатками способа являются технологическая сложность его реализации, в частности, бурение двухустьевых скважин со сложной системой обвязки, а также необходимость снижения давления в добывающей скважине после начального прогрева скважин паром, в связи с чем приходится ставить скважину на излив.The disadvantages of the method are the technological complexity of its implementation, in particular, the drilling of double-well wells with a complex piping system, as well as the need to reduce the pressure in the producing well after the initial heating of the wells with steam, and therefore the well has to be put on the spout.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2379494, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.01.2010, бюл. №2), включающий использование пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин. Горизонтальные участки этих скважин размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта. Скважины оснащают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), что позволяет вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину и контроль технологических параметров пласта и скважины. Согласно изобретению окончания колонн НКТ располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин. Прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти. Закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта, создают паровую камеру. Увеличивают размеры паровой камеры, в процессе отбора продукции, периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды. Анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры. С учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing deposits of highly viscous oil or bitumen (patent RU No. 2379494, IPC ЕВВ 43/24, published on January 20, 2010, bull. No. 2), including the use of a pair of horizontal injection and production wells. The horizontal sections of these wells are placed parallel to one another in the vertical plane of the reservoir. The wells are equipped with a tubing string (tubing), which allows simultaneous injection of heat transfer fluid and production selection, injection of heat transfer fluid, heating of the productive formation with the creation of a steam chamber, production selection through the production well and control of the technological parameters of the formation and well. According to the invention, the ends of the tubing strings are located at the opposite ends of the conventionally horizontal section of the wells. Warming up the productive formation begins with steam injection into both wells, heats the inter-well zone of the formation, and lowers the viscosity of high-viscosity oil. By pumping a heat carrier propagating to the upper part of the reservoir, a steam chamber is created. The size of the steam chamber is increased, in the process of product selection, periodically, 2-3 times a week, the mineralization of the water taken along the way is determined. The effect of changes in the mineralization of the water taken along the way on the uniformity of heating the steam chamber is analyzed. Taking into account the changes in the mineralization of the water taken along the way, the steam chamber is uniformly heated by adjusting the coolant injection mode or selecting production wells to achieve a stable mineralization value of the water taken along the way.
Недостатками способа являются необходимость излива из нижней горизонтальной добывающей скважины в связи с повышенным давлением в межскважинной зоне пласта после начального прогрева этой зоны пласта (освоения), а также увеличение затрат тепловой энергии и времени для достижения гидродинамической связи между добывающей и нагнетательной горизонтальными скважинами.The disadvantages of the method are the need for a spill from the lower horizontal production well due to the increased pressure in the inter-well zone of the formation after the initial heating of this zone of the formation (development), as well as an increase in the cost of thermal energy and time to achieve a hydrodynamic connection between the production and injection horizontal wells.
Техническими задачами способа разработки месторождения высоковязкой нефти или битума являются снижение затрат тепловой энергии и времени для достижения гидродинамической связи между горизонтальными скважинами пары, исключение повышения давления в межскважинной зоне после начального прогрева, уменьшение времени начального прогрева межскважинной зоны пласта, снижение объемов поступления подошвенной воды, а также экономия средств и времени на излив и на начальный прогрев.The technical objectives of the method for developing a highly viscous oil or bitumen deposit are to reduce the cost of thermal energy and time to achieve hydrodynamic communication between the horizontal wells of the pair, to eliminate the increase in pressure in the interwell zone after the initial heating, to reduce the initial heating time of the interwell zone of the formation, to reduce the flow of bottom water, and also saving money and time for spouting and initial warm-up.
Технические задачи решаются способом разработки месторождения высоковязкой нефти или битума, включающим строительство пары горизонтальных верхней и нижней скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта и оснащены колоннами НКТ, позволяющих вести закачку теплоносителя и отбор продукции, прогрев межскважинной зоны продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через нижнюю скважину по НКТ и контроль технологических параметров пласта и скважины.Technical problems are solved by the method of developing a highly viscous oil or bitumen field, including the construction of a pair of horizontal upper and lower wells, the horizontal sections of which are placed parallel to each other in the vertical plane of the reservoir and are equipped with tubing strings that allow the coolant to be pumped and product taken to be heated, the inter-well zone to be heated formation with the creation of a steam chamber, the selection of products through the bottom well by tubing and control of technological parameters of the formation and Azhinov.
Новым является то, что в начале реализации способа закачку теплоносителя в виде пара осуществляют в нижнюю скважину, а отбор - из верхней скважины, после повышения температуры в верхней горизонтальной скважине на 20-40°С выше начала подвижности нефти в прискважинной зоне пласта закачку теплоносителя в нижнюю горизонтальную скважину прекращают с продолжением отбора из верхней скважины, при снижении температуры в верхней горизонтальной скважине более 10°С в первые сутки закачку теплоносителя в нижнюю горизонтальную скважину возобновляют до температуры в верхней горизонтальной скважине на 20-40°С выше начала подвижности нефти в прискважинной зоне пласта, циклы повторяются до получения снижения температуры в верхней скважине со скоростью, равной или менее 10°С, или увеличения температуры в ней в первые сутки после остановки закачки теплоносителя, после чего верхнюю горизонтальную скважину переводят под закачку теплоносителя, а нижнюю горизонтальную скважину - под отбор до полной выработки месторождения.New is that at the beginning of the implementation of the method, the heat carrier in the form of steam is injected into the lower well, and the selection from the upper well, after the temperature in the upper horizontal well is increased by 20-40 ° C above the start of the mobility of oil in the near-well zone of the formation, the coolant is injected into the lower horizontal well is stopped with the continuation of selection from the upper well, when the temperature in the upper horizontal well decreases by more than 10 ° C on the first day, the coolant is pumped back into the lower horizontal well for about the temperature in the upper horizontal well 20-40 ° C higher than the beginning of the mobility of oil in the near-wellbore zone of the formation, the cycles are repeated until a decrease in temperature in the upper well occurs at a rate equal to or less than 10 ° C, or an increase in temperature in the first day after stopping coolant injection, after which the upper horizontal well is transferred to the coolant injection, and the lower horizontal well is taken for selection until the field is fully developed.
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 в продуктивном пласте 1 пары горизонтальных верхней 2 и нижней 3 скважин. Горизонтальные участки этих скважин размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта 1 выше водонефтяного (водобитумного) контакта ВНК (ВБК) 4. Прогрев межскважинной зоны продуктивного пласта 1 начинают с закачки пара в нижнюю горизонтальную скважину 3 с одновременной добычей из верхней горизонтальной скважины 2. После того, как температура в верхней горизонтальной скважине 2 достигает температуры на 20-40°С выше температуры начала подвижности нефти в прискважинной зоне пласта верхней горизонтальной скважины 2, закачку в нижнюю горизонтальную скважину 3 прекращают с продолжением отбора из верхней горизонтальной скважины 2, определяя в ней температуру. При снижении температуры в верхней горизонтальной скважине 2 более 10°С в первые сутки возобновляют закачку теплоносителя в нижнюю горизонтальную скважину 3 до температуры в верхней горизонтальной скважине 2 на 20-40°С выше начала подвижности нефти или битума в прискважинной зоне пласта верхней горизонтальной скважины 2. Циклы повторяются до получения снижения температуры в верхней горизонтальной скважине 2 со скоростью, равной или менее 10°С, или увеличения температуры в ней в первые сутки после остановки закачки теплоносителя, после чего верхнюю горизонтальную скважину 2 переводят под закачку установкой НКТ рядом с зоной термосвязи, а нижнюю горизонтальную 3 - под добычу, спуская насос в интервал напротив интервала установки НКТ. Далее аналогичным образом, меняя положение НКТ в верхней горизонтальной скважине 2 и положение насоса в нижней горизонтальной скважине 3, расширяют зону прогрева межскважинного пространства с постепенным увеличением паровой камеры, снижая вязкость высоковязкой нефти или битума.A method for developing a highly viscous oil or bitumen field involves the construction of a pair of horizontal upper 2 and lower 3 wells in the reservoir. The horizontal sections of these wells are placed parallel to each other in the vertical plane of the
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
Предложенный способ разработки залежи высоковязкой нефти был рассмотрен на Туйметкинском месторождении со следующими геолого-физическими характеристиками:The proposed method for developing a highly viscous oil deposit was considered at the Tuymetkinskoye field with the following geological and physical characteristics:
- средняя общая толщина пласта - 19,2 м;- the average total thickness of the reservoir is 19.2 m;
- нефтенасыщенная толщина пласта -14 м;- oil saturated formation thickness of -14 m;
- глубина залегания пласта (до кровли) - 200 м;- the depth of the formation (to the roof) - 200 m;
- значение начального пластового давления - 0,85 МПа;- the value of the initial reservoir pressure is 0.85 MPa;
- начальная пластовая температура - 8°С;- initial reservoir temperature - 8 ° C;
- температура подвижности битума - 60°С;- Bitumen mobility temperature - 60 ° С;
- плотность битума в пластовых условиях - 0,989 т/м3;- density of bitumen in reservoir conditions - 0.989 t / m 3 ;
- коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях -18260 мПа⋅с;- coefficient of dynamic viscosity of oil in reservoir conditions -18260 mPa⋅s;
- коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,8 мПа⋅с;- coefficient of dynamic viscosity of water in reservoir conditions - 1.8 mPa⋅s;
- значение средней проницаемости по керну в пласте - 2,596 мкм2;- the value of the average core permeability in the reservoir is 2.596 μm 2 ;
- значение средней пористости по керну в пласте - 0,33 д. ед.- the value of the average core porosity in the reservoir - 0.33 d.
В нефтенасыщенном пласте 1 на 2 м выше уровня ВНК 4 расположили нижнюю горизонтальную скважину 3 длиной 700 м. Над нижней горизонтальной скважиной 3 на расстоянии 5 м расположили верхнюю горизонтальную скважину 2 также длиной 700 м. После обустройства верхней и нижней горизонтальных скважин 2 и 3 через нижнюю горизонтальную скважину 3 закачивался рабочий агент. В качестве рабочего агента использовался пар с температурой 191°С и сухостью 0,9 д. ед., давление нагнетания - 12 атм (1,2 МПа). Из верхней горизонтальной скважины 2 производили добычу жидкости. После достижения в верхней горизонтальной скважине 2 температуры 80°С (что на 20°С выше температуры подвижности битума) закачку пара в нижнюю горизонтальную скважину 3 приостановили, отбор из верхней горизонтальной скважины 2 продолжали производить, зафиксировали уменьшение температуры за первые сутки в верхней горизонтальной скважине 2 на 25°С (что превышает минимально допустимое значение, равное 10°С за 1 сут.), после этого возобновили закачку теплоносителя в нижнюю горизонтальную скважину 3, доведя температуру в верхней горизонтальной скважине 2 до 90°С (что на 30°С выше температуры подвижности битума), закачку пара в нижнюю горизонтальную скважину 3 приостановили, отбор из верхней горизонтальной скважины 2 продолжали производить, зафиксировали увеличение температуры за первые сутки в верхней горизонтальной скважине 2 на 5°С (что удовлетворяет условию отсутствия снижения температуры в скважине за сутки не более 10°С), ее перевели под закачку пара в прогретом интервале, в то время как нижнюю горизонтальную скважину 3 перевели под добычу жидкости. Всего закачали 3,1 тыс. тонн пара в нижнюю горизонтальную скважину 3.In the oil-
С периодичностью в 30 дней в верхней горизонтальной скважине 2 выполняли замер температуры по датчикам вдоль ствола скважины, определяя, таким образом, зоны наименьшего прогрева. Напротив непрогретого интервала в верхнюю горизонтальную скважину 2 закачивали пар и вели добычу напротив прогреваемого интервала из нижней горизонтальной скважины 3. Таким образом, достигался прогрев межскважинного пространства, после чего верхние и нижние горизонтальные скважины ставили на постоянный режим: верхнюю горизонтальную скважину 2 - закачки, а нижнюю горизонтальную скважину 3 - добычи.With a frequency of 30 days in the upper
Были просчитаны параметры представленного способа, а также способа по прототипу на объекте с теми же геолого-физическими характеристиками для различных условий эксплуатации. Из полученных расчетов также выявлено преимущество способа перед прототипом: снижение времени прогрева межскважинного пространства - на 32 дня (44 дня - по прототипу и 12 - по представленному способу) в связи с быстрым получением гидродинамической связи, отсутствие вынужденного излива из нижней горизонтальной скважины 3 по представленному способу (по прототипу время вынужденного излива составило 56 дней), экономия - 3 тыс. тонн пара (6,1 тыс. тонн пара по прототипу, 3,1 тыс. тонн пара по представленному способу).The parameters of the presented method were calculated, as well as the prototype method 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 the time for heating the inter-well space by 32 days (44 days according to the prototype and 12 according to the method presented) due to the rapid hydrodynamic connection, the absence of a forced outflow from the lower
Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как увеличение скорости достижения гидродинамической связи между горизонтальными скважинами пары и соответственно снижения времени начального прогрева межскважинной зоны пласта, а также экономия затрат на прогрев этой зоны пласта и отсутствие вынужденного излива из нижней горизонтальной скважины.The proposed method allows us to solve technical problems, such as increasing the speed of achieving hydrodynamic coupling between horizontal wells of a pair and, accordingly, reducing the time of initial heating of the inter-well zone of the formation, as well as saving costs for heating this zone of the formation and the absence of a forced outflow from the lower horizontal well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016102859A RU2610966C1 (en) | 2016-01-28 | 2016-01-28 | Highly viscous oil or bitumen field development method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016102859A RU2610966C1 (en) | 2016-01-28 | 2016-01-28 | Highly viscous oil or bitumen field development method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2610966C1 true RU2610966C1 (en) | 2017-02-17 |
Family
ID=58458738
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016102859A RU2610966C1 (en) | 2016-01-28 | 2016-01-28 | Highly viscous oil or bitumen field development method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2610966C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2731777C1 (en) * | 2020-02-28 | 2020-09-08 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of determining temperature distribution in an oil well which produces super-viscous oil |
| RU2754140C1 (en) * | 2021-02-02 | 2021-08-30 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН) | Method for developing deposits of extra-heavy oil or natural bitumen |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA1304287C (en) * | 1989-06-28 | 1992-06-30 | Neil Roger Edmunds | Steaming process, involving a pair of horizontal wells, for use in heavy oil reservoir |
| RU2305762C1 (en) * | 2006-02-09 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for viscous oil or bitumen deposit field development |
| RU2328767C1 (en) * | 2006-12-13 | 2008-07-10 | Михаил Сергеевич Беллавин | Computer device |
| RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
| RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
-
2016
- 2016-01-28 RU RU2016102859A patent/RU2610966C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA1304287C (en) * | 1989-06-28 | 1992-06-30 | Neil Roger Edmunds | Steaming process, involving a pair of horizontal wells, for use in heavy oil reservoir |
| RU2305762C1 (en) * | 2006-02-09 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for viscous oil or bitumen deposit field development |
| RU2328767C1 (en) * | 2006-12-13 | 2008-07-10 | Михаил Сергеевич Беллавин | Computer device |
| RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
| RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2731777C1 (en) * | 2020-02-28 | 2020-09-08 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of determining temperature distribution in an oil well which produces super-viscous oil |
| RU2754140C1 (en) * | 2021-02-02 | 2021-08-30 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН) | Method for developing deposits of extra-heavy oil or natural bitumen |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2340768C2 (en) | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells | |
| US5141054A (en) | Limited entry steam heating method for uniform heat distribution | |
| RU2663527C1 (en) | Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil | |
| RU2663532C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
| RU2305762C1 (en) | Method for viscous oil or bitumen deposit field development | |
| US5297627A (en) | Method for reduced water coning in a horizontal well during heavy oil production | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2555713C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2663528C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
| RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2678739C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2211318C2 (en) | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation | |
| RU2468194C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections | |
| RU2610966C1 (en) | Highly viscous oil or bitumen field development method | |
| RU2678738C1 (en) | Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method | |
| RU2550635C1 (en) | Development method for high-viscosity oil or bitumen field | |
| RU2433256C1 (en) | Method of high-viscosity oil or bitumen pool development | |
| RU2720725C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2412343C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production | |
| RU2514044C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development |