RU2627795C1 - Bitumnious oil field development method - Google Patents
Bitumnious oil field development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2627795C1 RU2627795C1 RU2016125029A RU2016125029A RU2627795C1 RU 2627795 C1 RU2627795 C1 RU 2627795C1 RU 2016125029 A RU2016125029 A RU 2016125029A RU 2016125029 A RU2016125029 A RU 2016125029A RU 2627795 C1 RU2627795 C1 RU 2627795C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- well
- injection
- pressure
- gas
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 29
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 29
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 28
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 239000002641 tar oil Substances 0.000 claims description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 4
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 26
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 18
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 9
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 6
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative 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
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 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 области горного дела и может быть использовано для разработки залежей углеводородных флюидов, в частности, при добыче высоковязкой нефти и природного битума.The invention relates to the field of mining and can be used to develop deposits of hydrocarbon fluids, in particular, in the production of highly viscous oil and natural bitumen.
Известен способ разработки залежи вязкой нефти и битума (патент RU №2322576, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №11 от 20.04.2008), включающий бурение добывающей двухустьевой скважины, крепление ее эксплуатационной колонной с перфорированным участком, расположенным в продуктивном пласте, размещение в полости скважины поршня с силовыми тягами, которые на устьях скважины соединены с приводным узлом, причем поршень выполнен с возможностью реверсивного движения в скважине, дополнительно бурят нагнетательную скважину с профилем, параллельным профилю добывающей скважины, крепят ее эксплуатационной колонной с перфорированным участком, расположенным в том же продуктивном пласте выше добывающей скважины, поршень устанавливают с возможностью взаимодействия непосредственно с эксплуатационной колонной добывающей скважины и реверсивного перемещения в ее пределах, скоростью перемещения поршня обеспечивают отбор вязкой нефти и битума со скоростью, превышающей скорость обратной фильтрации нефти из полости скважины перед движущимся поршнем, в пласт на силовых тягах с обеих сторон поршня устанавливают глубинные датчики для контроля температуры и давления в процессе отбора продукции из добывающей скважины.A known method of developing a deposit of viscous oil and bitumen (patent RU No. 2323276, IPC EV 43/24, publ. Bull. No. 11 of 04/20/2008), including drilling a producing double-well well, securing it with a production string with a perforated section located in the reservoir the placement of a piston with power rods in the well cavity, which are connected to the drive unit at the wellheads, the piston being capable of reversing movement in the well, an injection well is additionally drilled with a profile parallel to the production profile wells, fastened by its production casing with a perforated section located in the same reservoir above the production well, the piston is installed with the possibility of interaction directly with the production casing of the production well and reverse movement within it, the speed of the piston provides the selection of viscous oil and bitumen at a speed exceeding the rate of reverse oil filtration from the well cavity in front of the moving piston, in the reservoir using power rods on both sides of the piston Depth sensors are available to monitor temperature and pressure during the selection process from the production well.
Недостатками способа являются большая обводненность продукции из-за прорыва воды из нижележащего водоносного пласта в добывающую скважину, - снижение пластового давления, - затрудненный подъем жидкости (добываемой продукции пласта) на поверхность. Невозможность проводить исследования месторождений для выделения участков с наличием газовых шапок, так как прорыв в газовую шапку будет приводить к большой потере теплоносителя и значительным экономическим затратам.The disadvantages of the method are the large water cut of the product due to the breakthrough of water from the underlying aquifer into the producing well, a decrease in reservoir pressure, and difficulty in raising the fluid (produced reservoir products) to the surface. The inability to conduct field studies to identify areas with gas caps, since a break in the gas cap will lead to a large loss of coolant and significant economic costs.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума при тепловом воздействии (патент RU №2425969, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №22 от 10.08.2011), включающий строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, в котором горизонтальные скважины бурят параллельно в противоположных направлениях с размещением забоя напротив входа горизонтальной близлежащей скважины в пласт.A known method of developing deposits of highly viscous oil and bitumen during thermal exposure (patent RU No. 2425969, IPC EV 43/24, publ. Bull. No. 22 of 08/10/2011), including the construction of a producing well with a horizontal exposed section in the reservoir, the construction of an injection well with a horizontal uncovered section located above a similar section of a producing well in the same formation, pumping coolant into an injection well and selecting production of a formation from a producing well in which horizontal wells drill paral in opposite directions with the placement of the face opposite the entrance of a horizontal nearby well into the formation.
Недостатками способа являются сложность контроля и регулирования самого процесса теплового воздействия, а также потери углеводородов при его реализации; невозможность проводить исследования месторождений для выделения участков с наличием газовых шапок, так как прорыв в газовую шапку будет приводить к большой потере теплоносителя и значительным экономическим затратам.The disadvantages of the method are the complexity of control and regulation of the process of heat exposure, as well as the loss of hydrocarbons during its implementation; the inability to conduct field research to identify areas with gas caps, since a break in the gas cap will lead to a large loss of coolant and significant economic costs.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №32 от 20.11.2006). Способ включает строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и параллельно ей построенную нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины. После создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар в малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давления раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing a highly viscous oil deposit (patent RU No. 2287677, IPC E21B 43/24, publ. Bull. No. 32 from 11/20/2006). The method includes the construction of a producing double-well horizontal well and a parallel built double-well horizontal well, creating a permeable zone between the wells by injecting water vapor into both wells. After the creation of the permeable zone, steam is supplied only to the injection double-well horizontal well, and products are taken from the producing double-well horizontal well, while the degree of dryness of the injected steam is periodically alternated, at first high-dry steam is pumped to increase the injectivity of the double-well horizontal well and the proportion of steam in the selected product and then steam is injected in a small degree of dryness, the volume of which is determined by the increase in discharge pressure, which I maintain not exceeding the opening pressure of the vertical cracks and the product collected by extractive dvuhustevoy horizontal well to completely deplete the producing formation.
Недостатки этого способа - невозможность исследования месторождений для выделения участков с наличием газовых шапок, что приведет к неоптимальной закачке пара (теплоносителя) и, как следствие, к значительным энергетическим затратам и снижению прогрева и добычи высоковязкой нефти, так как при закачке пара в нагнетательную скважину будут происходить большие теплопотери за счет утечки пара в газовую шапку.The disadvantages of this method are the impossibility of exploring deposits to highlight areas with gas caps, which will lead to suboptimal injection of steam (coolant) and, as a result, to significant energy costs and reduce heating and production of highly viscous oil, since when injecting steam into the injection well, large heat loss due to steam leakage into the gas cap.
Техническими задачами способа разработки залежей битуминозной нефти являются расширение функциональных возможностей за счет применения на залежах с наличием газовых шапок и снижение затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению коэффициента извлечения нефти (КИН).The technical objectives of the method for developing tar oil deposits are to expand the functionality due to the use of gas caps on the deposits and reduce the cost of heating the reservoir by eliminating the breakthrough of the coolant in the gas caps, which together leads to energy savings and an increase in the oil recovery coefficient ( CIN).
Технические задачи решаются способом разработки залежи битуминозной нефти, включающим строительство добывающей и нагнетательной скважин с горизонтальными участками, располагаемыми друг над другом в продуктивном пласте залежи, нагнетание водяного пара в обе скважины до создания проницаемой зоны между горизонтальными участками, нагнетание водяного пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины.Technical problems are solved by the method of developing a tar oil deposit, including the construction of production and injection wells with horizontal sections located one above the other in the reservoir, injecting water vapor into both wells to create a permeable zone between horizontal sections, injecting water vapor into the upper injection well and selection of products from the lower producing well.
Новым является то, что до начала строительства производят исследования залежи для выделения участков с наличием газовых шапок, горизонтальные участки скважин располагают ниже газовой шапки, при строительстве в скважинах располагают устройства контроля давления, причем закачку пара в обе скважины, а потом в нагнетательную скважину производят при давлении, не превышающем давления в газовой шапке.What is new is that before the start of construction, deposits are studied to identify areas with gas caps, horizontal sections of wells are located below the gas caps, during construction, pressure monitoring devices are installed in the wells, and steam is injected into both wells and then into the injection well pressure not exceeding the pressure in the gas cap.
На чертеже изображена схема реализации способа разработки залежи битуминозной нефти.The drawing shows a diagram of an implementation of a method for developing a tar oil deposit.
Способ реализуется в следующей последовательности.The method is implemented in the following sequence.
Исследуют залежь 1 для выделения участков с наличием газовых шапок 2 при помощи промыслово-геофизических методов, например импульсного нейтрон-нейтронного каротажа. Производят строительство пар расположенных друг над другом добывающих 3 и нагнетательных 4 скважин с соответствующими горизонтальными участками 5 и 6. Горизонтальные участки 5 и 6 скважин 3 и 4 располагают ниже газовой шапки 2. При строительстве в скважинах располагают устройства 7 контроля давления и температуры. Производят закачку теплоносителя через колонну труб 8 верхних нагнетательных скважин 4 и нижних добывающих 3 скважин с прогревом продуктивного пласта залежи 1 и созданием паровой камеры 9. Производят закачку в нагнетательную 4 и добывающую 5 скважины при давлении в призабойной зоне скважин 4 и 5 меньше (например, на 10-15%), чем давление в газовой шапке 2, не допуская утечку закачиваемого пара через кровлю нефтеносного продуктивного пласта 1 залежи в газовую шапку 2. Создают гидродинамическую связь между горизонтальными участками 5 и 6 скважин 3 и 4. После создания гидродинамической связи между скважинами 3 и 4 производят отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину 3 и контроль за состоянием паровой камеры 9, при помощи наблюдательных скважин (не показаны) и аэрофотосъемки, а также снятия термограммы в горизонтальном участке 6 добывающей скважины 3 с определением зон наименьшего прогрева (не показаны). При превышении температуры в добывающей скважине, выше допустимой температуры для отбирающего глубинно-насосного оборудования (не показаны), которую определяют устройством контроля 7 давления и температуры, приводящей к прорыву пара к забою добывающей скважины 3, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину 4 снижают. В качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с инертным газом. Закачку пара производят при давлении в нагнетательной скважине 4 меньшем, чем давление в газовой шапке 2. Пример конкретного выполнения.Investigate reservoir 1 to identify areas with the presence of gas caps 2 using field-geophysical methods, such as pulsed neutron-neutron logging. The pairs of
Предложенный способ разработки залежи углеводородных флюидов был рассмотрен на Улановском поднятии Ново-Елховского месторождения, исследования которой определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками:The proposed method for developing a hydrocarbon fluid reservoir was considered at the Ulanovsky uplift of the Novo-Elkhovsky field, the studies of which determined a site with the following geological and physical characteristics:
- глубина залегания - 150 м;- occurrence depth - 150 m;
- средняя общая толщина пласта - 31 м;- the average total thickness of the reservoir is 31 m;
- нефтенасыщенная толщина пласта - 18 м;- oil saturated layer 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°С;- 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;- 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 is 0.16 units;
- средняя толщина газовой шапки на разрабатываемом участке - 7 м;- the average thickness of the gas cap in the developed section is 7 m;
- давление в газовой шапке - 0,9 МПа.- pressure in the gas cap is 0.9 MPa.
Исследуют залежь 1 для выделения участков с наличием газовых шапок 2. Газонасыщение в газовой шапке 2 составляло 70%. Расположили добывающую скважину в нефтяной залежи 1. Над добывающей скважиной 2 на расстоянии 5 м расположили нагнетательную скважину 3 с соответствующими горизонтальными участками 5 и 6. Добывающую скважину оборудовали устройством контроля температуры и давления 7. Горизонтальный участок 5 скважины 4 расположили ниже газовой шапки 2 на 4 м. После обустройства добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин через колонну труб 8 нагнетательной скважины 3 производили закачку рабочего агента в объеме 5 тыс.т. В качестве теплоносителя использовался пар с температурой 191°С и сухостью 0,9 д. ед. Также производили закачку пара через добывающую скважину 3 для создания гидродинамической связи между скважинами 3 и 4. После прогрева призабойной зоны горизонтальной нагнетательной скважины 3 горизонтальная добывающая скважина 2 была введена в добычу, а горизонтальная нагнетательная скважина 3 - под постоянную закачку для создания паровой камеры 9.Investigate reservoir 1 to identify areas with gas caps 2. Gas saturation in gas cap 2 was 70%. The production well was located in the oil reservoir 1. Above the production well 2 at a distance of 5 m, the injection well 3 with the corresponding
При повышении температуры до 120°С в добывающей скважине 2 объем закачиваемого пара снизили на 20,5% во избежание прорыва пара к добывающей скважине и для поддержания паровой камеры, контролируя с помощью устройства 7 контроля давления и температуры. Тепло от пара снизило вязкость тяжелой нефти, что способствовало ее продвижению к горизонтальному стволу 6 добывающей скважины 3. Производили закачку из горизонтальной части 5 нагнетательной скважины 4 при давлении в призабойной зоне нагнетательной скважине 3 меньшем на 12,7%, чем давление (0,9 МПа) в газовой шапке 2, не допуская утечку закачиваемого пара через кровлю нефтеносной залежи 1 в газовую шапку 2 залежи 1.When the temperature rises to 120 ° C in production well 2, the volume of injected steam was reduced by 20.5% in order to avoid breakthrough of steam to the production well and to maintain the steam chamber by monitoring pressure and temperature control devices 7. The heat from the steam reduced the viscosity of the heavy oil, which facilitated its advancement to the
При исследовании выявлены преимущества способа перед прототипом: снижение неэффективной закачки пара в 3,6 раза по отношению к прототипу, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта на 12%, уменьшение вероятности прорыва теплоносителя в добывающую скважину, накопленная добыча нефти выше, чем по прототипу, на 7,6%.The study revealed the advantages of the method over the prototype: a decrease in inefficient steam injection by 3.6 times in relation to the prototype, a decrease in the percentage of water cut in the produced products from the reservoir by 12%, a decrease in the likelihood of a coolant breaking into the producing well, cumulative oil production is higher than in the prototype, by 7.6%.
Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как увеличение КИН на 0,12 дол. единиц, увеличение продолжительности эксплуатации месторождения, а также снижение затрат на прогрев пласта на 25%.The proposed method allows you to solve the technical problems, such as increasing the recovery factor by 0.12 dollars. units, increasing the duration of the field’s operation, as well as reducing the cost of heating the reservoir by 25%.
Пример осуществления предлагаемого изобретения показывает его эффективность для разработки разведанных, но неэксплуатируемых (из-за высокой стоимости извлечения вязкого флюида) месторождений углеводородного сырья, для повышения рентабельности разрабатываемых месторождений высоковязкой нефти и природных битумов.An example implementation of the present invention shows its effectiveness for the development of proven but non-exploitable (due to the high cost of extracting viscous fluid) hydrocarbon deposits, to increase the profitability of the developed fields of high viscosity oil and natural bitumen.
Предлагаемый способ разработки залежи битуминозной нефти позволяет расширить функциональные возможности за счет применения на залежах с наличием газовых шапок и снизить затраты на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению КИН.The proposed method for the development of bituminous oil deposits allows you to expand the functionality due to the use of gas caps on the deposits and reduce the cost of heating the reservoir by eliminating the breakthrough of the coolant in the gas caps, which together leads to energy savings and an increase in oil recovery factor.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016125029A RU2627795C1 (en) | 2016-06-22 | 2016-06-22 | Bitumnious oil field development method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016125029A RU2627795C1 (en) | 2016-06-22 | 2016-06-22 | Bitumnious oil field development method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2627795C1 true RU2627795C1 (en) | 2017-08-11 |
Family
ID=59641659
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016125029A RU2627795C1 (en) | 2016-06-22 | 2016-06-22 | Bitumnious oil field development method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2627795C1 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2250648C (en) * | 1998-10-19 | 2002-09-24 | Eddy Isaacs | Enhanced oil recovery by altering wettability |
| RU2287677C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil-bitumen deposit |
| RU2312983C1 (en) * | 2006-04-10 | 2007-12-20 | Федеральное агентство по образованию Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Method to develop oil deposit with gas cap (variants) |
| RU2342522C1 (en) * | 2007-04-26 | 2008-12-27 | Владислав Иванович Корпусов | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole |
| RU2386804C1 (en) * | 2008-12-04 | 2010-04-20 | Государственное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Российский Государственный Университет Нефти И Газа Им. И.М. Губкина" | Method of oil pool development with gas cap and bottom water |
| RU2543009C1 (en) * | 2014-04-23 | 2015-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Петролеум Технолоджис" | Gas-oil deposit development method |
-
2016
- 2016-06-22 RU RU2016125029A patent/RU2627795C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2250648C (en) * | 1998-10-19 | 2002-09-24 | Eddy Isaacs | Enhanced oil recovery by altering wettability |
| RU2287677C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil-bitumen deposit |
| RU2312983C1 (en) * | 2006-04-10 | 2007-12-20 | Федеральное агентство по образованию Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Method to develop oil deposit with gas cap (variants) |
| RU2342522C1 (en) * | 2007-04-26 | 2008-12-27 | Владислав Иванович Корпусов | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole |
| RU2386804C1 (en) * | 2008-12-04 | 2010-04-20 | Государственное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Российский Государственный Университет Нефти И Газа Им. И.М. Губкина" | Method of oil pool development with gas cap and bottom water |
| RU2543009C1 (en) * | 2014-04-23 | 2015-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Петролеум Технолоджис" | Gas-oil deposit development method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2287677C1 (en) | Method for extracting oil-bitumen deposit | |
| RU2295030C1 (en) | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2522369C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones | |
| US3692111A (en) | Stair-step thermal recovery of oil | |
| RU2527051C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2582529C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2582256C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2567918C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2343276C1 (en) | Method of development of high viscous oil deposit | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2509880C1 (en) | Development method of deposits of viscous oils and bitumens | |
| RU2395676C1 (en) | Method of bitumen deposit development | |
| RU2627795C1 (en) | Bitumnious oil field development method | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2672272C2 (en) | Method for developing super-viscous oil deposits | |
| RU2693055C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2626500C1 (en) | Method of development of bituminous oil reservoir from horizontal well | |
| RU2289684C1 (en) | Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2630330C1 (en) | Bitumnious oil field development method | |
| RU2690586C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2669968C1 (en) | Method for mining deposits of bituminous oil from horizontal well | |
| RU2506418C1 (en) | Method for oil deposit development at late stage |