RU2673934C1 - Способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии - Google Patents
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии Download PDFInfo
- Publication number
- RU2673934C1 RU2673934C1 RU2018104659A RU2018104659A RU2673934C1 RU 2673934 C1 RU2673934 C1 RU 2673934C1 RU 2018104659 A RU2018104659 A RU 2018104659A RU 2018104659 A RU2018104659 A RU 2018104659A RU 2673934 C1 RU2673934 C1 RU 2673934C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- oil
- steam
- well
- development
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 32
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 32
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- VLYFRFHWUBBLRR-UHFFFAOYSA-L potassium;sodium;carbonate Chemical compound [Na+].[K+].[O-]C([O-])=O VLYFRFHWUBBLRR-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing 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
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, и в частности к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла для разогрева продуктивного пласта. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки, включающий закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, на поздней стадии разработки прекращение закачки пара, определение параметров паровой камеры, закачку горячей воды в пласт и отбор продукции, отличающийся тем, что выбирают пару скважин с термобарическими условиями в верхней нагнетательной скважине ниже температуры парообразования в пластовых условиях, с сокращением дебита по нефти до 1-3 т/сут, после чего останавливают закачку пара в верхнюю скважину, нижнюю скважину переводят под нагнетание воды объемом 30-80 м3/сут с температурой 40-65°С, а верхнюю запускают под отбор продукции пласта. Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки позволяет значительно повысить эффективность теплового воздействия при максимально возможном извлечении остаточной нефти из межскважинной зоны, а также снизить материальные и экономические затраты из-за отсутствия закачки газа. 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла для разогрева продуктивного пласта.
Известен способ способ разработки залежей сверхвысоковязкой нефти методом (SAGD) воздействия на пласт с использованием горизонтальных скважин (патент РФ №2486334, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.06.2013 г., Бюл. №18). Согласно изобретению, включающему закачку пара в нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающую скважину, закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину, после достижения проектной величины остаточной нефтенасыщенности и отмены закачки пара закачивают попутно добываемую воду с гидрокарбонат ионами (раствор карбамида или карбоната натрия (калия) разлагающимися с выделением углекислого газа.
Недостатком изобретения является применение двуокиси углерода, которая при высоких пластовых температурах является агрессивным коррозионным агентом, в том числе инициирующим выпадение водонерастворимых соединений карбоната кальция в подземном и наземном оборудовании скважины. При большой выработке пласта и сформировавшейся паровой камере для генерации расчетного объема газа необходимо применение большого количества реагента, что представляет данный метод экономически невыгодным.
Известен способ разработки месторождения высоковязкой нефти или биту-ма(патент РФ №2610966, МПК Е21В 43/24, опубл. 17.02.2017 г., Бюл. №5), включающий строительство пары горизонтальных верхней и нижней скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта и оснащены колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ), позволяющих вести закачку теплоносителя и отбор продукции, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры. 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 впервые 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.
Недостатком данного способа является применение только на ранних стадиях разработки залежи с применением метода (SAGD) для получения термогидродинамической связи.
Наиболее близким по сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки (патент РФ №2611789, МПК Е21В 43/24, опубл. 01.03.2017 г., Бюл. №7) Согласно изобретению, по уточненным геологическим данным выбирается участок залежи с большой выработкой пласта, с помощью термобарометрических исследований по ряду контрольных, наблюдательных и эксплуатационных скважин проводится оконтуривание паровой камеры, определяются ее наиболее низкие и высокие по абсолютной величине отметки, закачку пара прекращают, производят выбор скважин под нагнетание сточной воды и газа; в скважины с перфорацией, имеющей уровень, соответствующий нижней границе паровой камеры, закачивается горячая сточная вода, нагнетательные скважины, находящиеся в купольной зоне паровой камеры, переводят под закачку азота. Путем закачки жидкого и газообразного агентов увеличивают пластовое давление до начального, из добывающих скважин производят отбор жидкости.
Недостатком данного способа является потеря части извлекаемых запасов в межскважинной зоне, а также высокие затраты на закачку газа.
Техническими задачами данного предложения являются повышение эффективности теплового воздействия при максимально возможном извлечении остаточной сверхвязкой нефти из межскважинной зоны на поздней стадии разработки, снижение материальных и экономических затрат за счет экономии на закачке газа.
Технические задачи решаются способом разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки, включающим закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, на поздней стадии разработки прекращение закачки пара, определение параметров паровой камеры, закачку горячей воды в пласт и отбор продукции.
Новым является то, что выбирают пару скважин с термобарическими условиями в верхней нагнетательной скважине ниже температуры парообразования в пластовых условиях, с сокращением дебита по нефти до 1-3 т/сут, после чего останавливают закачку пара в верхнюю скважину, нижнюю скважину переводят под нагнетание воды объемом 30-80 м3/сут с температурой 40-65°С, а верхнюю запускают под отбор продукции пласта.
Способ реализуется следующим образом. Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки 1 (фиг. 1), включает строительство горизонтальных добывающей 2 и расположенной выше нагнетательной 3 скважин с установкой фильтров-хвостовиков (не показаны на рисунке), располагаемых в горизонтальном участке соответствующей скважины 2 и 3. Прогрев залежи 1 (фиг. 1) производят закачкой теплоносителя (пара) в обе скважины 2 и 3 с прогревом продуктивного пласта залежи 1 и созданием паровой камеры (не показана). После чего закачку пара осуществляют через нагнетательную скважину 3, отбирают продукцию за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину 2. На поздней стадии разработки на залежи 1 сверхвязкой нефти выделяютпарускважин 2 и 3 с термобарическими условиями в верхней нагнетательной скважине 3 ниже температуры парообразования в пластовых условиях и сдебитом по нефти до 1-3 т/сут - в нижней добывающей скважине 2. Дебитом по нефти до 1-3 т/сут выбран из соображений рентабельности, а разброс параметров из-за технологически обоснованной периодичности измерений (обычно: один -два раза в месяц), которые гарантируют попадание в этот интервал без дополнительный затратных измерений. Останавливают закачку пара в верхнюю нагнетательную 3 скважину и отбор жидкости из нижней добывающей 2 скважины, далее верхняя 3 скважина переводится под добычу жидкости, а нижнюю 2 скважину запускают под закачку горячей воды объемом 30-80 м3/сут с температурой 40-65°С. Количество закаченной воды определяется временем эксплуатации залежи 1: до 10 лет - 80 м3/сут, 10-20 лет - обратно пропорционально выбирают от 80 до 30 м3/сут, 20 лет и больше - 30 м3/сут. Температура выбирается в зависимости от вязкости добываемой нефти: чем выше вязкость - тем выше температура.
Пример конкретного применения.
На Ашальчинском месторождении залежей 1 битума, находящемся на глубине 90 м, залежь 1 представлена неоднородными пластами толщиной 20-30 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 960 кг/м3, вязкостью 22000 мПа⋅с, пробурили добывающую 2 и расположенную выше нагнетательную 3 пару горизонтальных скважин. Произвели закачку теплоносителя- пара в обе скважины 2 и 3 с прогревом продуктивного пласта залежи 1 и созданием паровой камеры. После чего закачку пара осуществляют через нагнетательную скважину 3 в количестве 70-120 т/сут, отбирают продукцию за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину 2 с дебитом по нефти 10-20 т/сут. Залежь 1 оснастили несколькими аналогичными парами скважин 2 и 3. После 16 лет эксплуатации на поздней стадии в залежи 1 выделили пару скважин с термобарическими условиями в нагнетательной 3 ниже на 10°С температуры парообразования в пластовых условиях (150°С для пластового давления - 0,5 МПа), и снижения дебита до 2 т/сут по нефти в добывающей скважине, остановили закачку пара в верхнюю нагнетательную 3 скважину и отбор жидкости из нижней 2 скважины. После этого верхнюю 3 скважину перевели под добычу жидкости, а нижнюю 2 скважину запустили под закачку горячей воды объемом 40 м3/сут с температурой 55°С. В результате проведенных мероприятий дебит нефти составил 8 т/сут.
Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки позволяет значительно повысить эффективности теплового воздействия при максимально возможном извлечении остаточной сверхвязкой нефти из межскважинной зоны, а также снизить материальные и экономические затраты из-за отсутствия закачки газа.
Claims (1)
- Способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки, включающий закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, на поздней стадии разработки прекращение закачки пара, определение параметров паровой камеры, закачку горячей воды в пласт и отбор продукции, отличающийся тем, что выбирают пару скважин с термобарическими условиями в верхней нагнетательной скважине ниже температуры парообразования в пластовых условиях, с сокращением дебита по нефти до 1-3 т/сут, после чего останавливают закачку пара в верхнюю скважину, нижнюю скважину переводят под нагнетание воды объемом 30-80 м3/сут с температурой 40-65°С, а верхнюю запускают под отбор продукции пласта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018104659A RU2673934C1 (ru) | 2018-02-05 | 2018-02-05 | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018104659A RU2673934C1 (ru) | 2018-02-05 | 2018-02-05 | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2673934C1 true RU2673934C1 (ru) | 2018-12-03 |
Family
ID=64603774
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018104659A RU2673934C1 (ru) | 2018-02-05 | 2018-02-05 | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2673934C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2720723C1 (ru) * | 2019-07-31 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
| RU2725406C1 (ru) * | 2019-11-26 | 2020-07-02 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи битуминозной нефти тепловыми методами |
| RU2735009C1 (ru) * | 2020-04-30 | 2020-10-27 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4787449A (en) * | 1987-04-30 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process in subterranean formations |
| US6662872B2 (en) * | 2000-11-10 | 2003-12-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combined steam and vapor extraction process (SAVEX) for in situ bitumen and heavy oil production |
| RU2358099C1 (ru) * | 2008-07-16 | 2009-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
| WO2010062208A1 (en) * | 2008-11-28 | 2010-06-03 | Schlumberger Canada Limited | Method for estimation of sagd process characteristics |
| RU2560036C1 (ru) * | 2014-07-04 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом пароциклического воздействия на пласт |
| RU2611789C1 (ru) * | 2016-01-11 | 2017-03-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
| RU2646151C1 (ru) * | 2017-06-05 | 2018-03-01 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
-
2018
- 2018-02-05 RU RU2018104659A patent/RU2673934C1/ru active IP Right Revival
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4787449A (en) * | 1987-04-30 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process in subterranean formations |
| US6662872B2 (en) * | 2000-11-10 | 2003-12-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combined steam and vapor extraction process (SAVEX) for in situ bitumen and heavy oil production |
| RU2358099C1 (ru) * | 2008-07-16 | 2009-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
| WO2010062208A1 (en) * | 2008-11-28 | 2010-06-03 | Schlumberger Canada Limited | Method for estimation of sagd process characteristics |
| RU2560036C1 (ru) * | 2014-07-04 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом пароциклического воздействия на пласт |
| RU2611789C1 (ru) * | 2016-01-11 | 2017-03-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
| RU2646151C1 (ru) * | 2017-06-05 | 2018-03-01 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2720723C1 (ru) * | 2019-07-31 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
| RU2725406C1 (ru) * | 2019-11-26 | 2020-07-02 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи битуминозной нефти тепловыми методами |
| RU2735009C1 (ru) * | 2020-04-30 | 2020-10-27 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2340768C2 (ru) | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин | |
| RU2611789C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки | |
| RU2350747C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2673934C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии | |
| RU2305762C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти или битума | |
| RU2439308C1 (ru) | Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения | |
| RU2387819C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти и битума | |
| RU2496979C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт | |
| RU2678739C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
| RU2555713C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
| RU2675114C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
| RU2599994C1 (ru) | Способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти | |
| RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2468194C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием скважин с наклонными участками | |
| RU2433256C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битумов | |
| RU2509880C1 (ru) | Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов | |
| RU2706154C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
| RU2395676C1 (ru) | Способ разработки залежи битума | |
| RU2713682C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки | |
| RU2387820C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума | |
| RU2483207C2 (ru) | Способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти | |
| RU2610966C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума | |
| RU2669647C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки | |
| RU2720725C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
| RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200206 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20210310 |