RU2625125C1 - Способ разработки битумных залежей с газовой шапкой - Google Patents
Способ разработки битумных залежей с газовой шапкой Download PDFInfo
- Publication number
- RU2625125C1 RU2625125C1 RU2016123168A RU2016123168A RU2625125C1 RU 2625125 C1 RU2625125 C1 RU 2625125C1 RU 2016123168 A RU2016123168 A RU 2016123168A RU 2016123168 A RU2016123168 A RU 2016123168A RU 2625125 C1 RU2625125 C1 RU 2625125C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- steam
- injection
- cap
- horizontal wells
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 title abstract 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 32
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 32
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 17
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims description 12
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims description 9
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 8
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 11
- 238000010792 warming Methods 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 93
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 8
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical group O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Substances N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи битумных залежей с газовой шапкой. В способе разработки битумных залежей с газовой шапкой, включающем бурение горизонтальных скважин с восходящим профилем горизонтальных стволов, закачку пара и газа в продуктивный пласт залежи в циклическом режиме, прогрев пласта, отбор продукции из указанных горизонтальных скважин, по данным бурения указанных горизонтальных скважин определяют наличие газовой шапки и уточняют структуру залежи, в купольной части залежи бурят вертикальную добывающую скважину и перфорируют ее у кровли пласта, через данную скважину отбирают газ из газовой шапки и направляют его в емкость для сбора газа. После прогрева пласта горизонтальные скважины эксплуатируют в циклическом режиме, причем каждый цикл состоит из следующих этапов: закачка пара – закачка смеси пара и добытого из газовой шапки газа – отбор продукции. Соотношение пара П и газа Г в закачиваемой смеси устанавливают как П:Г=5-50:1, а длительность цикла закачки парогаза – не менее 10 сут, для поддержания данного соотношения рабочих агентов, их смешивания и периодичности закачки добываемый газ из указанной емкости, а пар из парогенератора подают на бустерную установку, из которой смесь закачивают непосредственно в горизонтальные скважины. После начала циклического режима разработки залежи компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100% за один цикл. После прорыва в газовую шапку закачиваемого пара и/или парогаза отбор газа из вертикальной скважины переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке в купольную часть залежи, таким образом, залежь разрабатывают в парогазоциклическом режиме дренирования. 1 ил.
Description
Способ разработки битумных залежей с газовой шапкой
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке битумных залежей с газовой шапкой и применением тепловых методов.
Известен способ добычи высоковязкой нефти из наклонно направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт, включающий бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки теплоносителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти. В известном способе забой восходящего участка располагают ниже кровли не менее 2 м и перед спуском колонны труб, которые выполняют теплоизолированными, восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в эксплуатационной колонне скважины выше фильтра в пределах подошвенной части продуктивного пласта, но ниже забоя восходящего участка (патент РФ № 2436943, кл. Е21В 43/24, опубл. 20.12.2011).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий строительство двух горизонтальных скважин, расположенных одна над другой, закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, закачку пара и углеводородного растворителя в нагнетательную горизонтальную скважину и отбор продукции из добывающей горизонтальной скважины. Согласно изобретению, в качестве углеводородного растворителя применяют попутный газ, а закачку пара и попутного газа ведут циклически и последовательно, пар закачивают в пласт до увеличения вязкости отбираемой продукции в 3-5 раз по сравнению с начальной вязкостью в начале цикла, начинают закачивать попутный газ с отбором продукции до снижения температуры отбираемой продукции на 10-25%, после чего циклы закачки пара и попутного газа с отбором продукции повторяют (патент РФ №2550635, кл. Е21В 43/24, Е21В 43/22, опубл. 10.05.2015 - прототип).
Общим недостатком известных способов является, во-первых, ограниченность применения закачки попутного газа ввиду низких значений газового фактора битумных залежей, во-вторых, отсутствие определенных оптимальных значений соотношения газа и пара. Все это приводит к невысокой нефтеотдаче известных способов.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи битумных залежей с газовой шапкой.
Задача решается тем, что в способе разработки битумных залежей с газовой шапкой, включающем бурение горизонтальных скважин с восходящим профилем горизонтальных стволов, закачку пара и газа в продуктивный пласт залежи в циклическом режиме, прогрев пласта, отбор продукции из данных горизонтальных скважин, согласно изобретению по данным бурения горизонтальных скважин определяют наличие газовой шапки и уточняют структуру залежи, в купольной части залежи бурят вертикальную добывающую скважину и перфорируют ее у кровли пласта, через данную скважину отбирают газ из газовой шапки и направляют его в емкость для сбора газа, после прогрева пласта горизонтальные скважины эксплуатируют в циклическом режиме, причем каждый цикл состоит из следующих этапов: закачка пара – закачка смеси пара и добытого из газовой шапки газа – отбор продукции, причем соотношение пара П и газа Г в закачиваемой смеси устанавливают как П:Г=5-50:1, а длительность цикла закачки парогаза – не менее 10 сут, для поддержания данного соотношения рабочих агентов, их смешивания и периодичности закачки добываемый газ из указанной емкости, а пар – из парогенератора подают на бустерную установку, из которой смесь закачивают непосредственно в горизонтальные скважины, после начала циклического режима разработки залежи компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100% за один цикл, после прорыва в газовую шапку закачиваемого пара и/или парогаза отбор газа из вертикальной скважины переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке в купольную часть залежи, таким образом, залежь разрабатывают в парогазоциклическом режиме дренирования – ПГЦД.
Сущность изобретения
Под битумными в данном способе понимаются залежи с вязкостью нефти более 10000 мПа·с в первоначальных пластовых условиях.
На нефтеотдачу битумных залежей с газовой шапкой существенное влияние оказывает эффективность создаваемой системы разработки, объединяющая как отбор нефти, так и отбор газа. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать указанные залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи битумных залежей с газовой шапкой. Задача решается следующим образом.
На фиг. 1 представлено схематическое изображение вертикального разреза битумной залежи с газовой шапкой и профилем скважин. Обозначения: 1 – залежь, 2 – нефтенасыщенная часть залежи, 3 – газонасыщенная часть залежи, 4 – горизонтальная скважина, 5 – вертикальная газодобывающая скважина, 6 – парогенератор, 7 – бустерная установка, 8 – емкость для сбора газа, ГНК – газонефтяной контакт.
Способ реализуют следующим образом.
На залежи 1 битумной нефти 2 с газовой шапкой 3 бурят горизонтальные скважины 4 с восходящим профилем горизонтальных стволов (фиг. 1). Восходящий профиль скважины обеспечивает наиболее эффективную пароциклическую разработку, которую ведут для случаев, когда применение парогравитационного режима дренирования с двумя параллельно расположенными в вертикальной плоскости скважинами невозможно, – залежей с небольшими толщинами. Согласно опытным данным, такие толщины не превышают 10-12 м. По данным бурения горизонтальных скважин 4 определяют наличие газовой шапки 3 и уточняют структуру залежи 1, определяют отметку газонефтяного контакта (ГНК). В купольной части залежи 1 бурят вертикальную добывающую скважину 5 и перфорируют ее у кровли залежи 1.
В нефтенасыщенную 2 часть залежи 1 начинают закачивать пар для прогрева пласта. Для этого в парогенераторной установке 6 вырабатывают пар, который подают на бустерную установку (насос) 7, а затем закачивают в нагнетательные скважины 4. Осуществляют прогрев залежи 1 с созданием паровой камеры.
Ввиду наличия газовой шапки 3 имеется возможность использовать данный газ в качестве растворителя и закачивать в нефтенасыщенную часть 2 залежи 1. Газ позволяет несколько снизить вязкость нефти за счет его растворения в нефти, однако растворимость газов в нефти различна: наиболее растворим углекислый газ, далее следует метан, наименее растворим – азот. Поэтому чем выше содержание углекислого газа и/или метана, тем лучше. Также следует отметить, что до создания паровой камеры, т.е. повышения температуры в залежи, растворимость газа будет практически отсутствовать, поэтому закачку газа следует начинать только после прогрева пласта.
Таким образом, после прогрева пласта 1 горизонтальные скважины 4 эксплуатируют в циклическом режиме, причем каждый цикл состоит из следующих этапов: закачка пара – закачка смеси пара и газа – отбор продукции.
Этап закачки смеси пара и газа заключается в следующем. Через вертикальную газодобывающую скважину 5 отбирают газ из газовой шапки 3, собирая его в емкость 8 для сбора газа. В горизонтальные нагнетательные скважины 4 закачивают добытый из газовой шапки 3 газ Г, смешивая его с паром П в соотношении П:Г=5-50:1. Длительность цикла закачки парогаза устанавливают не менее 10 сут. Для поддержания указанного соотношения рабочих агентов, их смешивания и периодичности закачки добываемый газ из емкости 8, а пар из парогенератора 6 подают на бустерную установку 7, из которой смесь закачивают непосредственно в нагнетательные скважины 4. Согласно исследованиям, при соотношении более 50:1, для большинства битумных залежей эффективность газа как растворителя практически отсутствует, а при соотношении менее 5:1 возникает необходимость высоких темпов отбора газа, что приводит к прорыву в вертикальную скважину 5 закачиваемого через нагнетательные скважины 4 пара или парогаза, что снижает эффективность всей системы разработки. При длительности закачки парогаза менее 10 сут его эффективность практически отсутствует.
После начала циклического режима разработки залежи 1, т.е. после первоначального прогрева нефенасыщенного пласта 2, компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100% за один цикл. Согласно расчетам, превышение компенсации 100% приводит к быстрому прорыву парогаза, а при менее 40% - к снижению темпов отбора нефти.
После прорыва в газовую шапку 3 закачиваемого пара и/или парогаза отбор газа из вертикальной скважины 5 переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке 3 в купольную часть залежи 1.
Таким образом, залежь разрабатывают в парогазоциклическом режиме дренирования – ПГЦД.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи битумных залежей с газовой шапкой.
Пример конкретного выполнения способа
На одной из залежей 1 отложений уфимского яруса Ашальчинского месторождения битумной нефти вязкостью 20000 мПа·с, представленной нефтенасышенной частью 2 толщиной 9 м и газовой шапкой 3 толщиной 15 м, бурят горизонтальную скважину 4 (фиг. 1) с восходящим профилем горизонтального ствола длиной 300 м. Скважину 4 обсаживают, цементируют и перфорируют.
Наличие газовой шапки 3 определяют по данным бурения горизонтальной скважины 4, уточняют структуру залежи 1, определяют отметку ГНК. В купольной части залежи 1 бурят вертикальную добывающую скважину 5, обсаживают, цементируют и перфорируют длиной 2 м у кровли залежи 1.
Нефтенасыщенную 2 часть залежи 1 начинают прогревать закачкой пара. Для этого в парогенераторной установке 6 вырабатывают пар с температурой 190-220ºС, который подают на бустерную установку (насос) 7, а затем закачивают в скважину 4 с расходом 60 м3/сут. В это время через вертикальную газодобывающую скважину 5 отбирают с дебитом 10 м3/сут газ из газовой шапки 3, собирая его в емкость 8 для сбора газа. В течение первых двух месяцев осуществляют прогрев нефтенасыщенной 2 части залежи 1.
С третьего месяца добывающую скважину 4 переводят в циклический режим работы: закачка пара – закачка смеси пара и газа – отбор продукции. Оптимальные значения расходов, дебитов и длительности этапов определяют гидродинамическим моделированием. Этап закачки пара с расходом 30 м3/сут составляет 20 сут. Этап закачки парогаза с расходом 60 м3/сут – 10 сут, причем в качестве газа используют добытый из газовой шапки 3 газ Г и смешивают его с паром П в соотношении П:Г=5:1, т.е. при общем расходе смеси 60 м3/сут на долю газа приходится 10 м3/сут. Этап отбора продукции пласта 1 с дебитом жидкости 50 м3/сут составляет 15 сут. В результате, за 45 сут, составляющие один цикл, добывают 750 м3 жидкости из скважины 4 и 450 м3 газа из скважины 5, при этом закачивают 600 м3 пара и 600 м3 парогаза, при этом компенсация отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза составляет за один цикл 100%.
Для поддержания указанного соотношения рабочих агентов, их смешивания и периодичности закачки добываемый газ из емкости 8, а пар из парогенератора 6 подают на бустерную установку 7, из которой смесь закачивают непосредственно в нагнетательные скважины 4.
Постепенно дебит газа скважины 5 снижается, и на 33-й месяц наступает момент, когда объем накопленного в емкости 8 и добываемого из скважины 5 газа снижается до уровня, при котором поддержание расхода газа в 10 м3/сут невозможно. С этого времени соотношение П:Г устанавливают как 50:1, т.е. при общем расходе смеси 51 м3/сут на долю газа приходится 1 м3/сут. Длительность этапа закачки парогаза не меняют – 10 сут, а пара – уменьшают до 10 сут. К этому времени дебит жидкости горизонтальной скважины 4 возрастает до 103 м3/сут, длительность этапа отбора жидкости снижают до 18 сут. С учетом дебита газа скважины 6, уменьшившегося до 4,5 м3/сут, компенсация отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза составляет за один цикл 40%.
На 48-й месяц разработки происходит прорыв в газовую шапку 3 закачиваемого парогаза. С этого времени отбор газа из вертикальной скважины 6 переводят на периодический режим. Гидродинамическим моделированием определяют, что оптимальный период эксплуатации скважины 5 равен 30 сут, а период простоя скважины 5 на перераспределение газа в газовой шапке 3 в купольную часть залежи 1 – также 30 сут. При этом в период эксплуатации скважины 5 оптимальный дебит газа – 2 м3/сут.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 1.
В результате разработки, которую ограничили достижением постоянной обводненности скважины 4 на уровне 98%, было добыто 20,8 тыс. т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,487 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 18,1 тыс. т нефти, КИН составил 0,424 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,063 д.ед.
Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения битумных залежей с газовой шапкой за счет применения парогазоциклического режима дренирования – ПГЦД, а также использования добываемого из газовой шапки газа для повышения эффективности разработки всей залежи.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи битумных залежей с газовой шапкой.
Claims (1)
- Способ разработки битумных залежей с газовой шапкой, включающий бурение горизонтальных скважин с восходящим профилем горизонтальных стволов, закачку пара и газа в продуктивный пласт залежи в циклическом режиме, прогрев пласта, отбор продукции из данных горизонтальных скважин, отличающийся тем, что по данным бурения горизонтальных скважин определяют наличие газовой шапки и уточняют структуру залежи, в купольной части залежи бурят вертикальную добывающую скважину и перфорируют ее у кровли пласта, через данную скважину отбирают газ из газовой шапки и направляют его в емкость для сбора газа, после прогрева пласта горизонтальные скважины эксплуатируют в циклическом режиме, причем каждый цикл состоит из следующих этапов: закачка пара – закачка смеси пара и добытого из газовой шапки газа – отбор продукции, причем соотношение пара П и газа Г в закачиваемой смеси устанавливают как П:Г=5-50:1, а длительность цикла закачки парогаза – не менее 10 сут, для поддержания данного соотношения рабочих агентов, их смешивания и периодичности закачки добываемый газ из указанной емкости, а пар из парогенератора подают на бустерную установку, из которой смесь закачивают непосредственно в горизонтальные скважины, после начала циклического режима разработки залежи компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100% за один цикл, после прорыва в газовую шапку закачиваемого пара и/или парогаза отбор газа из вертикальной скважины переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке в купольную часть залежи, таким образом, залежь разрабатывают в парогазоциклическом режиме дренирования – ПГЦД.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016123168A RU2625125C1 (ru) | 2016-06-11 | 2016-06-11 | Способ разработки битумных залежей с газовой шапкой |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016123168A RU2625125C1 (ru) | 2016-06-11 | 2016-06-11 | Способ разработки битумных залежей с газовой шапкой |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2625125C1 true RU2625125C1 (ru) | 2017-07-11 |
Family
ID=59495293
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016123168A RU2625125C1 (ru) | 2016-06-11 | 2016-06-11 | Способ разработки битумных залежей с газовой шапкой |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2625125C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2775633C1 (ru) * | 2021-12-14 | 2022-07-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с закачкой газа |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2387818C1 (ru) * | 2009-03-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей |
| WO2011075835A1 (en) * | 2009-12-21 | 2011-06-30 | N-Solv Heavy Oil Corporation | A multi-step solvent extraction process for heavy oil reservoirs |
| RU2436943C1 (ru) * | 2010-06-03 | 2011-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ добычи высоковязкой нефти из наклонно направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт |
| RU2507388C1 (ru) * | 2012-07-27 | 2014-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти и/или битумов с помощью наклонно направленных скважин |
| RU2547530C1 (ru) * | 2013-09-19 | 2015-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") | Способ разработки газонефтяных залежей |
| RU2550635C1 (ru) * | 2014-04-22 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
-
2016
- 2016-06-11 RU RU2016123168A patent/RU2625125C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2387818C1 (ru) * | 2009-03-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей |
| WO2011075835A1 (en) * | 2009-12-21 | 2011-06-30 | N-Solv Heavy Oil Corporation | A multi-step solvent extraction process for heavy oil reservoirs |
| RU2436943C1 (ru) * | 2010-06-03 | 2011-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ добычи высоковязкой нефти из наклонно направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт |
| RU2507388C1 (ru) * | 2012-07-27 | 2014-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти и/или битумов с помощью наклонно направленных скважин |
| RU2547530C1 (ru) * | 2013-09-19 | 2015-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") | Способ разработки газонефтяных залежей |
| RU2550635C1 (ru) * | 2014-04-22 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2775633C1 (ru) * | 2021-12-14 | 2022-07-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с закачкой газа |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20210277757A1 (en) | Pressure assisted oil recovery | |
| CA2243105C (en) | Vapour extraction of hydrocarbon deposits | |
| US10989028B2 (en) | Steam foam methods for steam-assisted gravity drainage | |
| RU2287677C1 (ru) | Способ разработки нефтебитумной залежи | |
| RU2263774C2 (ru) | Способ получения углеводородов из богатой органическими соединениями породы | |
| CN103232852B (zh) | 油页岩原位竖井压裂化学干馏提取页岩油气的方法及工艺 | |
| CA2815737C (en) | Steam assisted gravity drainage with added oxygen geometry for impaired bitumen reservoirs | |
| RU2539048C2 (ru) | Способ добычи нефти при помощи внутрипластового горения (варианты) | |
| RU2518684C2 (ru) | Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора (варианты) | |
| US8770289B2 (en) | Method and system for lifting fluids from a reservoir | |
| RU2387819C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти и битума | |
| WO2011095542A2 (en) | Solvent injection recovery process | |
| MX2011004735A (es) | Movilizacion termica de depositos de hidrocarburos pesados. | |
| RU2515662C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| CN109915082A (zh) | 一种开采海上稠油油藏的装置和方法 | |
| CA2820702A1 (en) | Sagdox operation in leaky bitumen reservoirs | |
| WO2008100176A1 (fr) | Procédé de développement de gisements d'hydrocarbures (et variantes) | |
| RU2625125C1 (ru) | Способ разработки битумных залежей с газовой шапкой | |
| RU2504646C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти с применением заводнения | |
| RU2625127C1 (ru) | Способ разработки залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой | |
| RU2712904C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой | |
| RU2679423C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами | |
| RU2505668C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с применением разветвленных горизонтальных скважин | |
| RU2344279C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |