RU2657307C1 - Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума - Google Patents
Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума Download PDFInfo
- Publication number
- RU2657307C1 RU2657307C1 RU2017133594A RU2017133594A RU2657307C1 RU 2657307 C1 RU2657307 C1 RU 2657307C1 RU 2017133594 A RU2017133594 A RU 2017133594A RU 2017133594 A RU2017133594 A RU 2017133594A RU 2657307 C1 RU2657307 C1 RU 2657307C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- deposit
- additional
- horizontal
- coolant
- Prior art date
Links
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 21
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims abstract description 23
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 17
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 7
- 238000005070 sampling Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 5
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 4
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 4
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 4
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- XUKUURHRXDUEBC-KAYWLYCHSA-N Atorvastatin Chemical compound C=1C=CC=CC=1C1=C(C=2C=CC(F)=CC=2)N(CC[C@@H](O)C[C@@H](O)CC(O)=O)C(C(C)C)=C1C(=O)NC1=CC=CC=C1 XUKUURHRXDUEBC-KAYWLYCHSA-N 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000010792 warming 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат – вовлечение в разработку зоны повышенной продуктивности, повышение охвата залежи за счет бурения дополнительных стволов с учетом плотности закачиваемого теплоносителя, увеличение коэффициента извлечения нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума включает геофизические исследования залежи, строительство выше водонефтяного контакта горизонтальных скважин с дополнительными стволами, последовательную закачку теплоносителя и отбор продукции из горизонтальных скважин. С помощью геофизических исследований и по данным отбора керна определяют среднюю нефтенасыщенную толщину залежи. Выделяют участки с начальной нефтенасыщенной толщиной более 10% выше средней по залежи. Выбирают из этих участков те, которые находятся на расстоянии от горизонтального ствола не более 90% расстояния между соседними горизонтальными скважинами. Дополнительные стволы бурят со вскрытием выбранных участков, причем зенитный угол дополнительных стволов выбирают в зависимости от плотности закачиваемого теплоносителя. 2 ил., 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для разработки залежей углеводородных флюидов, в частности, при добыче высоковязкой нефти или битума.
Известен способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума (патент RU 2582251, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.04.2016 г. в Бюл. №11), включающий определение в залежи двух продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемым пропластком. В нижнем пласте выше водонефтяного контакта строят горизонтальную добывающую скважину. В верхнем продуктивном пласте строят нагнетательную скважину, из которой строят дополнительные нисходящие стволы через участки пластов с низкой проницаемостью с вскрытием слабопроницаемого пропластка и дополнительные нисходящие стволы через участки пластов с высокой проницаемостью до гидродинамического сообщения или соединения с добывающей скважиной. Расстояние между дополнительными нисходящими стволами определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, а также возможности размещения между ними фильтров с регулируемым пропусканием, спускаемых в нагнетательную скважину на колонне труб, располагаемых напротив дополнительных стволов, не сообщенных с добывающей скважиной, и пакеров, изолирующих межтрубное пространство нагнетательной скважины между дополнительными стволами и выше фильтров.
Недостатками данного способа являются:
- невозможность проводки двух горизонтальных скважин одна над другой при малых толщинах продуктивного пласта;
- дороговизна осуществления способа, связанная со строительством горизонтальных как добывающих, так и нагнетательных скважин с использованием регулируемых фильтров.
Также известен способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU 2295030, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.03.2007 г. в Бюл. №7), включающий строительство многоустьевой добывающей горизонтальной скважины с дополнительными боковыми стволами, проходящими под глинистым слабопродуктивным пропластком, или восходящими стволами с заканчиванием их выше пропластка. Выше нее по вертикали и параллельно многоустьевой добывающей горизонтальной скважине строят многоустьевую нагнетательную горизонтальную скважину с дополнительными восходящими боковыми стволами, которые проводят через глинистый слабопродуктивный пропласток, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного теплоносителя в обе скважины, после создания проницаемой зоны подачу теплоносителя производят только в нагнетательную многоустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей многоустьевой горизонтальной скважине производят отбор продукции до полной выработки продуктивного пласта. Кроме этого, дополнительно бурят вертикальные скважины, проходящие через глинистый пропласток, причем их используют как в качестве транспортного канала подачи теплоносителя выше залегания глинистого пропластка, так и для подачи отбираемой продукции вниз к многоустьевой добывающей горизонтальной скважине.
Недостатками данного способа являются:
- сложность строительства многоустьевых горизонтальных скважин;
- невозможность проводки двух горизонтальных скважин одна над другой при малых толщинах продуктивного пласта.
Наиболее близким по сущности и достигаемому результату является способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU 2582529, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.04.2014 г. в Бюл. №12), 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. Способ предусматривает возможность 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, расстояние между дополнительными восходящими стволами определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки.
Недостатками известного способа являются недостаточная эффективность нефтеизвлечения, т.к. не учитывается плотность закачиваемого теплоносителя при определении направления дополнительных стволов скважины; невысокий коэффициент извлечения нефти, т.к. дополнительные стволы бурятся в слабопроницаемые участки, а наиболее нефтенасыщенные участки не выделяются.
Техническими задачами предлагаемого способа разработки являются увеличение охвата залежи тепловым воздействием за счет бурения дополнительных стволов, увеличение коэффициента извлечения нефти за счет включения в разработку наиболее нефтенасыщенных участков, повышение вытеснения нефти из пластов с учетом плотности используемого реагента, а также снижение материальных затрат за счет расположения дополнительных стволов на расстоянии, не превышающем расстояния между соседними горизонтальными скважинами.
Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим геофизические исследования залежи, строительство выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными стволами, последовательную закачку теплоносителя и отбор продукции из горизонтальной скважины.
Новым является то, что геофизическими исследованиями и по данным отбора керна определяют среднюю нефтенасыщенную толщину залежи, выделяют участки с начальной нефтенасыщенной толщиной более 10% выше средней по залежи, выбирают из этих участков те, которые находятся на расстоянии от горизонтального ствола не более 90% расстояния между соседними горизонтальными скважинами, а дополнительные стволы бурят со вскрытием выбранных участков, причем зенитный угол дополнительных стволов выбирают в зависимости от плотности закачиваемого теплоносителя.
На фиг. 1 показана схема реализации способа разработки залежи высоковязкой нефти - вид сверху.
На фиг. 2 показана схема реализации способа разработки залежи высоковязкой нефти - в разрезе А-А.
Способ осуществляется следующим образом.
На залежи высоковязкой нефти или битума бурят оценочные скважины 1 (фиг.1), выделяют продуктивный пласт 2, с помощью геофизических исследований и данных отбора керна определяют среднюю нефтенасыщенную толщину залежи, выделяют участки 3, 3', 3'', 3''' с начальной нефтенасыщенной толщиной более 10% выше средней по залежи, выбирают из этих участков те, которые находятся на расстоянии от горизонтального ствола 4 не более 90% расстояния L между соседними горизонтальными скважинами 5 (0,9 L). Бурят горизонтальную скважину 5 (фиг. 2) с размещением основного горизонтального ствола 4 выше водонефтяного контакта (на фиг. 1, 2 не показано) как минимум на 2 м.
Осуществляют проводку из основного горизонтального ствола 4 дополнительных стволов 6 в соответствующие участки 3, 3', 3'', 3''' с начальной нефтенасыщенной толщиной более 10% выше средней по залежи, расположенные на расстоянии от горизонтальных стволов 4 не более 90% расстояния L (фиг. 1) между соседними горизонтальными скважинами 5. В основном горизонтальном стволе 4 (фиг. 2) располагают устройство контроля давления и температуры 7, например оптико-волоконный кабель. При выборе расстояния между дополнительными стволами 6 учитывают технологические возможности бурового оборудования (на фиг.1, 2 не показано) для их проводки. Кроме этого, зенитный угол дополнительных стволов 6 выбирают в зависимости от плотности закачиваемого теплоносителя: при плотности закачиваемого теплоносителя (горячая вода, соляной раствор и т.п.) больше плотности отбираемой продукции дополнительные стволы 6 выполняют нисходящими, а при меньшей плотности теплоносителя (водяной пар, углеводородный растворитель и т.п.) дополнительные стволы 6 выполняют восходящими.
Осуществляют закачку теплоносителя в горизонтальные скважины 5 (фиг. 1) и дополнительные стволы 6. После прогрева продуктивного пласта 2 (определяется устройством контроля давления и температуры) прекращают подачу теплоносителя, производят термокапиллярную пропитку залежи и отбор продукции.
Таким образом, чередуют последовательную закачку теплоносителя в горизонтальные скважины 5 и дополнительные стволы 6, термокапиллярную пропитку и отбор продукции до полной выработки пласта 2. При этом контроль за состоянием закачиваемого теплоносителя и отбираемого флюида осуществляют устройством контроля давления и температуры 7.
Пример конкретного выполнения способа.
Предложенный способ разработки залежи высоковязкой нефти был рассмотрен на Ашальчинском месторождении, по результатам исследования которой определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками:
| глубина залегания | 130 м |
| средняя общая толщина пласта | 15 м |
| нефтенасыщенная толщина пласта | 10 м |
| значение начального пластового давления | 0,44 МПа |
| начальная пластовая температура | 9°С |
| плотность нефти в пластовых условиях | 0,96 т/м3 |
| коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях | 35000 мПа⋅с |
| коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях | 1 мПа⋅с |
| значение средней проницаемости по керну в пласте | 1600 мкм2 |
| значение средней пористости по керну в пласте | 0,3 д. ед. |
Исследовали залежь для выделения продуктивного пласта с помощью пробуренных оценочных вертикальных скважин 1.
С помощью геофизических исследований и данных отбора керна определили среднюю нефтенасыщенную толщину залежи (10 м), выделили участки 3, 3', 3'', 3''' с начальной нефтенасыщенной толщиной более 10% (более 11 м) выше средней по залежи, из этих участков выбрали те, которые находятся на расстоянии от горизонтального ствола 4 не более 90% расстояния между соседними горизонтальными скважинами 5. Было выделено четыре участка 3, 3', 3'', 3''' с начальной нефтенасыщенной толщиной более 11 м. Расстояние L между соседними горизонтальными скважинами 5 составило 100 м.
Пробурили систему горизонтальных скважин 5 с размещением основных горизонтальных стволов 4 длиной 600 м выше водонефтяного контакта (на фиг. 1, 2 не показано) на 2 м. В выделенные участки 3, 3', 3'', 3''' с начальной нефтенасыщенной толщиной более 11 м с учетом технологических возможностей бурового оборудования пробурены из соответствующих горизонтальных стволов 4 дополнительные стволы 6: в участок 3 длиной 350 м, 3' - 250 м, 3'' - 150 м, 3''' - 200 м. Горизонтальные скважины 5 оборудовали устройствами контроля давления и температуры 7. После обустройства горизонтальных скважин 5 производили закачку теплоносителя в объеме 150 т/сут в течение 60 дней, т.е. 9000 т. В качестве теплоносителя использовался водяной пар с температурой 191°С и сухостью 0,9 д. ед., поэтому дополнительные стволы 6 выбраны восходящими (зенитный угол более 90°).
После прогрева залежи закачку пара прекратили для осуществления процесса термокапиллярной пропитки пласта 2 в течение 40 дней. По истечении 40 дней производили отбор продукции по насосно-компрессорным трубам из горизонтальных стволов 4 горизонтальных скважин 5 в течение трех месяцев, после чего циклы закачки пара, термокапиллярной пропитки и отбора нефти повторили 7 раз (последующие циклы являются нерентабельными).
При исследовании выявлены преимущества способа перед наиболее близким аналогом: снижение неэффективной закачки пара в 1,3 раза (уменьшение паронефтяного отношения от 6,5 до 5 т/т), снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта на 12% (от 83 до 73%), увеличение накопленной добычи нефти на 13,3% (от 38,3 до 43,4 тыс. т), что привело к увеличению коэффициента извлечения нефти на 0,17 д. ед., снижению сроков разработки месторождения, а также снижению затрат на прогрев пласта на 10%.
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума позволяет вовлечь в разработку зоны повышенной продуктивности, повысить охват залежи за счет бурения дополнительных стволов с учетом плотности закачиваемого теплоносителя. Кроме того, предложенный способ позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти за счет бурения разнонаправленных дополнительных стволов в участках с высокой нефтенасыщенной толщиной, тем самым повысить рентабельность разработки залежи высоковязкой нефти или битума.
Claims (1)
- Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий геофизические исследования залежи, строительство выше водонефтяного контакта горизонтальных скважин с дополнительными стволами, последовательную закачку теплоносителя и отбор продукции из горизонтальных скважин, отличающийся тем, что геофизическими исследованиями и по данным отбора керна определяют среднюю нефтенасыщенную толщину залежи, выделяют участки с начальной нефтенасыщенной толщиной более 10% выше средней по залежи, выбирают из этих участков те, которые находятся на расстоянии от горизонтального ствола не более 90% расстояния между соседними горизонтальными скважинами, а дополнительные стволы бурят со вскрытием выбранных участков, причем зенитный угол дополнительных стволов выбирают в зависимости от плотности закачиваемого теплоносителя.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017133594A RU2657307C1 (ru) | 2017-09-26 | 2017-09-26 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017133594A RU2657307C1 (ru) | 2017-09-26 | 2017-09-26 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2657307C1 true RU2657307C1 (ru) | 2018-06-13 |
Family
ID=62619937
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017133594A RU2657307C1 (ru) | 2017-09-26 | 2017-09-26 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2657307C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2724837C1 (ru) * | 2020-02-10 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
| RU2758636C1 (ru) * | 2021-04-15 | 2021-11-01 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4653583A (en) * | 1985-11-01 | 1987-03-31 | Texaco Inc. | Optimum production rate for horizontal wells |
| RU2295030C1 (ru) * | 2006-05-26 | 2007-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума |
| RU2334087C1 (ru) * | 2007-01-26 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежей нефти, осложненных эрозионным врезом |
| RU2442884C1 (ru) * | 2010-08-27 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием |
| RU2526937C1 (ru) * | 2013-10-14 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи |
| RU2546704C1 (ru) * | 2014-04-15 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной малоразведанной залежи |
| RU2582251C1 (ru) * | 2015-03-23 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума |
| RU2581589C1 (ru) * | 2014-12-31 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ освоения многозабойной разветвленно-горизонтальной скважины |
| RU2582529C1 (ru) * | 2015-03-23 | 2016-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума |
-
2017
- 2017-09-26 RU RU2017133594A patent/RU2657307C1/ru active
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4653583A (en) * | 1985-11-01 | 1987-03-31 | Texaco Inc. | Optimum production rate for horizontal wells |
| RU2295030C1 (ru) * | 2006-05-26 | 2007-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума |
| RU2334087C1 (ru) * | 2007-01-26 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежей нефти, осложненных эрозионным врезом |
| RU2442884C1 (ru) * | 2010-08-27 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием |
| RU2526937C1 (ru) * | 2013-10-14 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи |
| RU2546704C1 (ru) * | 2014-04-15 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной малоразведанной залежи |
| RU2581589C1 (ru) * | 2014-12-31 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ освоения многозабойной разветвленно-горизонтальной скважины |
| RU2582251C1 (ru) * | 2015-03-23 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума |
| RU2582529C1 (ru) * | 2015-03-23 | 2016-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2724837C1 (ru) * | 2020-02-10 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
| RU2758636C1 (ru) * | 2021-04-15 | 2021-11-01 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2295030C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума | |
| US7621326B2 (en) | Petroleum extraction from hydrocarbon formations | |
| US4889186A (en) | Overlapping horizontal fracture formation and flooding process | |
| RU2339801C2 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения разветвленными горизонтальными скважинами | |
| RU2582529C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
| RU2582251C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
| CA3010528A1 (en) | Process for producing hydrocarbons from a subterranean hydrocarbon-bearing reservoir | |
| RU2567918C1 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения | |
| RU2387819C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти и битума | |
| RU2657307C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
| Edmunds et al. | Prospects for commercial bitumen recovery from the Grosmont carbonate, Alberta | |
| RU2515662C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2681796C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой | |
| RU2274741C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
| RU2467161C1 (ru) | Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти | |
| RU2691234C2 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
| RU2289684C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязких нефтей или битума | |
| RU2761799C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
| RU2652245C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти | |
| RU2693055C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2640608C1 (ru) | Способ разработки зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума | |
| RU2599124C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2663627C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
| Canbolat et al. | Experimental and numerical investigation of mining assisted heavy oil production for the Bati Raman field, Turkey |