RU2678739C1 - Способ разработки залежи сверхвязкой нефти - Google Patents
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2678739C1 RU2678739C1 RU2018110394A RU2018110394A RU2678739C1 RU 2678739 C1 RU2678739 C1 RU 2678739C1 RU 2018110394 A RU2018110394 A RU 2018110394A RU 2018110394 A RU2018110394 A RU 2018110394A RU 2678739 C1 RU2678739 C1 RU 2678739C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- horizontal
- production
- injection
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 45
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 45
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 42
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims 1
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 3
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 abstract 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 7
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- 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)
- Geophysics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности пароциклического метода за счет выравнивания прогрева области дренирования горизонтальной добывающей скважины, снижение обводненности добываемой продукции из пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину, а также снижение материальных затрат за счет отсутствия необходимости строительства дополнительных горизонтальных нагнетательных скважин. Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин с вскрытием участков этих скважин, расположенных в залежи. Причем сначала производят бурение горизонтальных добывающих скважин с расстояниями между ними в плане 70-80 м с расположением в залежи как минимум на 1 м выше подошвы или уровня водонефтяного контакта. Вертикальные нагнетательные скважины располагают между горизонтальными скважинами на расстоянии 35-40 м от средней части ствола добывающих скважин. По глубине определяют максимальное давление, исключающее нарушение целостности породы залежи. Закачку рабочего агента через нагнетательные скважины осуществляют в количестве 20-40 т/сут. Отбор через горизонтальные скважины, расположенные у нагнетательной скважины, ведут поочередно до снижения температуры по стволу скважины ниже 50С и/или дебита по нефти до 0,5-1 т/сут хотя бы в одной горизонтальной добывающей скважине в залежи, при этом в другие горизонтальные добывающие скважины закачивают пар с максимально возможным объемом при давлении, исключающем нарушение целостности породы залежи, после чего горизонтальные скважины останавливают на термокапиллярную пропитку, после которой горизонтальные скважины на закачку и отбор меняют, до следующего переключения, далее циклы повторяют. 2 ил., 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термическим способам добычи сверхвязкой нефти и/или битума.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2062865, МПК Е21В 43/20, опубл. Бюл. №36 от 27.06.1996), в соответствии с которым на залежь высоковязкой нефти бурят вертикальные нагнетательные и горизонтальные добывающие скважины. Теплоноситель закачивают через нагнетательные скважины и одновременно периодически через горизонтальные скважины до прорыва теплоносителя к вертикальным добывающим скважинам. После прорыва теплоносителя через нагнетательные скважины закачивают вытесняющий агент, а через горизонтальные скважины осуществляют отбор песка и пластового флюида.
Недостатком этого способа является то, что он не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи. Вероятен быстрый прорыв теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую, что снижает его эффективность и увеличивает затраты на реализацию.
Также известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2334095, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №26 от 20.09.2008), включающий включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, причем горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, горизонтальный ствол перфорируют, выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.
Недостатком способа является вероятность быстрого прорыва теплоносителя из-за небольшого расстояния между забоем добывающей и нагнетательной скважин (3,5-4,5 м). В связи с этим - высокие затраты и малая эффективность.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2506417, МПК Е21В 43/16, опубл. в Бюл. №4 от 10.02.2014), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и наклонно-горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, при этом определяют уровень водонефтяного контакта - ВНК, добывающую наклонно-горизонтальную от устья кзабою скважину бурят с расположением как минимум на 2-3 м выше уровня ВНК, вертикальную нагнетательную скважину бурят с расположением забоя над забоем добывающей скважины выше на 5-8 м, перфорируют добывающую скважину по всей длине наклонного участка, нагнетательную вертикальную скважину перфорируют в зоне пласта в направлении устья добывающей скважины, поэтапно по мере прорыва рабочего агента или обводнения продукции выше 95% забой добывающей наклонно-горизонтальной скважины отсекают выше зоны прорыва или обводнения, а зону вскрытия нагнетательной скважины отсекают снизу на 1/3-1/2 часть всей ее длины, при выработке всей вырабатываемой зоны устье добывающей наклонно-горизонтальной скважины переводят под нагнетание рабочего агента.
Недостатками способа являются неравномерный прогрев области дренирования горизонтальной добывающей скважины, вероятность быстрого прорыва нагнетаемого в вертикальную нагнетательную скважину пара к забою добывающей горизонтальной скважины.
Техническими задачами заявляемого способа являются повышение эффективности пароциклического метода за счет выравнивания прогрева области дренирования горизонтальной добывающей скважины, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину, снижение затрат за счетотсутствия необходимости строительства дополнительных горизонтальных нагнетательных скважин.
Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим бурение вертикальных нагнетательных скважин и добывающих скважин с вскрытием участков этих скважин, расположенных в залежи, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины.
Новым является точто производят бурение горизонтальных добывающих скважин с расстояниями между ними в плане 70-80 м с расположением в залежи как минимум на 1 м выше подошвы или уровня водонефтяного контакта, а вертикальные нагнетательные скважины располагают между горизонтальными скважинами на расстоянии 35-40 м от средней части ствола горизонтальных добывающих скважин, по глубине определяют максимальное давление, исключающее нарушение целостности породы залежи, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины осуществляют в количестве 20-40 т/сут, а отбор через горизонтальные скважины, расположенные у вертикальной нагнетательной скважины, ведут поочередно до снижения температуры по стволу скважины ниже 50 oС и/или дебита по нефти до 0,5-1 т/сут хотя бы в одной горизонтальной добывающей скважине в залежи, при этом в другие горизонтальные добывающие скважины закачивают пар с максимально возможным объемом при давлении, исключающем нарушение целостности породы залежи, после чего горизонтальные скважины останавливают на термокапилярную пропитку, после которой горизонтальные скважины на закачку и отбор меняют, до следующего переключения, далее циклы повторяют.
На фиг. 1 изображена схема расположения скважин в залежи (вид сверху).
На фиг. 2 изображена схема расположения горизонтальной и вертикальной скважин в залежи (вид сбоку).
Способ реализуется следующим образом.
По геологическим данным, выбирается залежь 1 (фиг 2) сверхвязкой нефти. Производится бурение горизонтальных скважин 2 (фиг 1) и 2' с расстояниями между ними в плане 70-80 м с расположением в залежи 1 как минимум на 1 м (для исключения прорыва пара) выше подошвы 3 или уровня 3 водонефтяного контакта(ВНК), а также вертикальные скважины 4 между горизонтальными скважинами 2 на расстоянии 35-40 м от средней части ствола горизонтальной скважины 2. При этом вскрытые горизонтальные части стволов горизонтальной скважины 2 (фиг. 2) и вскрытый продуктивный интервал в вертикальных скважинах 4 снабжаются фильтром 5. По глубине залегания залежи 1 определят максимальное давление, исключающее нарушение целостности породы залежи 1. Закачку рабочего агента через нагнетательные скважины 4 (фиг. 1) осуществляют в количестве 20-40 т/сут (максимально возможное количество для вертикальных скважины 4 в залежи сверхвязкой нефти), а отбор через горизонтальные скважины 2 и 2', расположенные у нагнетательной скважины 4, ведут поочередно до снижения температуры по стволу скважины 2 ниже 50 oС и/или дебита по нефти до 0,5-1 т/сут хотя бы в одной горизонтальной скважине 2 в залежи 1. При этом в другие горизонтальные скважины 2' закачивают пар с максимально возможным объемом при давлении, исключающем нарушение целостности породы залежи 1 (фиг. 2). После чего горизонтальные скважины 2 и 2' останавливают на термокапилярную пропитку, после которой горизонтальные скважины 2 и 2' меняют: на закачку переводят горизонтальные скважины 2, а на отбор - скважины 2', до следующего переключения. Далее циклы повторяют.
Пример конкретного применения.
На Западно-Екатериновской залежи 1 (фиг. 2)битума, находящемся на глубине 210 м, залежь 1 представлена однородным пластом со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 8,7 м, пластовой температурой 8 °С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностыо 0,68 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 3,176 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 975 кг/м3, вязкостью 18260 мПа⋅с, произвели бурение пяти горизонтальных добывающих скважин 2 (фиг. 1) и 2' расстояниями между ними в плане 75-78 м (разбег связан с отклонением при бурении) с расположением в залежи 1 (фиг. 2) на 1,2 -2 м (разбег связан с отклонением при бурении) выше уровня 3 ВНК, а также вертикальные нагнетательные скважины 4 (фиг. 1) расположили между горизонтальными скважинами 2 и 2' на расстоянии 37-39 м (чтобы располагались по середине) от средней части стволов соответствующих добывающих скважин 2 и 2'. По глубине (210 м) определили максимальное давление - 3 МПа, исключающее нарушение целостности породы залежи 1 (фиг. 2). 3акачку рабочего агента через вертикальные нагнетательные скважины 4 осуществляют в количестве 30 т/сут (больше без разрушения целостности залежи 1 закачать нельзя), а отбор через горизонтальные скважины 2, расположенные у нагнетательной скважины 4.Начальная добыча из скважин 2 составила 10 т/сут, а температура - 98°С. При этом в горизонтальные скважины 2' ведут закачку рабочего агента - пара в объеме 110 т/сут в каждую при давлении 3 МПа. Ведут отбор до снижения температуры по стволу одной из горизонтальных скважин 2 до 50 °С и дебита по нефти до 0,88 т/сут. После чего горизонтальные скважины 2 и 2' останавливают на термокапилярную пропитку в течение 480 часов, после которой горизонтальные скважины 2 переводят под закачку пара в том же объеме, что и из скважин 2', а горизонтальные скважины 2' - на отбор продукции. По достижении предельного значения в скважинах 2' по температуре и/или по дебиту после термокапилярной пропитки скважины 2 и 2' скважины по отбору и закачке опять меняют. Далее циклы повторяют.
В результате использования предлагаемого способа по сравнению с аналогичным участком дебит на одну скважину возрос на 50%, обводненность продукции снизилась с 95% до 90%. Материальные затраты снизились на 15%.
Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти позволяет эффективности пароциклического метода за счет выравнивания прогрева области дренирования горизонтальной добывающей скважины, снизить процент обводненности добываемой продукции из пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину, а также снизить материальные затраты за счет отсутствия необходимости строительства дополнительных горизонтальных нагнетательных скважин.
Claims (1)
- Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и добывающих скважин с вскрытием участков этих скважин, расположенных в залежи, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что производят бурение горизонтальных добывающих скважин с расстояниями между ними в плане 70-80 м с расположением в залежи как минимум на 1 м выше подошвы или уровня водонефтяного контакта, а вертикальные нагнетательные скважины располагают между горизонтальными добывающими скважинами на расстоянии 35-40 м от средней части ствола горизонтальных добывающих скважин, по глубине определяют максимальное давление, исключающее нарушение целостности породы залежи, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины осуществляют в количестве 20-40 т/сут, а отбор через горизонтальные добывающие скважины, расположенные у вертикальной нагнетательной скважины, ведут поочередно до снижения температуры по стволу скважины ниже 50oС и/или дебита по нефти до 0,5-1 т/сут хотя бы в одной горизонтальной добывающей скважине в залежи, при этом в другие горизонтальные добывающие скважины закачивают пар с максимально возможным объемом при давлении, исключающем нарушение целостности породы залежи, после чего горизонтальные скважины останавливают на термокапиллярную пропитку, после которой горизонтальные скважины на закачку и отбор меняют, до следующего переключения, далее циклы повторяют.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018110394A RU2678739C1 (ru) | 2018-03-22 | 2018-03-22 | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018110394A RU2678739C1 (ru) | 2018-03-22 | 2018-03-22 | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2678739C1 true RU2678739C1 (ru) | 2019-01-31 |
Family
ID=65273758
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018110394A RU2678739C1 (ru) | 2018-03-22 | 2018-03-22 | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2678739C1 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2720850C1 (ru) * | 2020-01-28 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
RU2724718C1 (ru) * | 2019-11-25 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
RU2744609C1 (ru) * | 2019-11-12 | 2021-03-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти |
RU2749658C1 (ru) * | 2020-11-20 | 2021-06-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим методом |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4718485A (en) * | 1986-10-02 | 1988-01-12 | Texaco Inc. | Patterns having horizontal and vertical wells |
RU2062865C1 (ru) * | 1991-07-03 | 1996-06-27 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
RU2334095C1 (ru) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
RU2506417C1 (ru) * | 2012-08-07 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
RU2531963C1 (ru) * | 2013-08-13 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов |
-
2018
- 2018-03-22 RU RU2018110394A patent/RU2678739C1/ru active IP Right Revival
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4718485A (en) * | 1986-10-02 | 1988-01-12 | Texaco Inc. | Patterns having horizontal and vertical wells |
RU2062865C1 (ru) * | 1991-07-03 | 1996-06-27 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
RU2334095C1 (ru) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
RU2506417C1 (ru) * | 2012-08-07 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
RU2531963C1 (ru) * | 2013-08-13 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2744609C1 (ru) * | 2019-11-12 | 2021-03-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти |
RU2724718C1 (ru) * | 2019-11-25 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
RU2720850C1 (ru) * | 2020-01-28 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
RU2749658C1 (ru) * | 2020-11-20 | 2021-06-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим методом |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2678739C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2340768C2 (ru) | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин | |
RU2334095C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
US5215149A (en) | Single horizontal well conduction assisted steam drive process for removing viscous hydrocarbonaceous fluids | |
RU2527051C1 (ru) | Способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии | |
RU2663532C1 (ru) | Способ разработки высоковязкой нефти | |
US20150152719A1 (en) | Enhanced Secondary Recovery of Oil and Gas in Tight Hydrocarbon Reservoirs | |
RU2496979C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт | |
RU2675114C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
US20140251596A1 (en) | Single vertical or inclined well thermal recovery process | |
RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2675115C1 (ru) | Способ разработки высоковязкой нефти | |
RU2673934C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии | |
RU2334098C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2395676C1 (ru) | Способ разработки залежи битума | |
RU2720725C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2643056C1 (ru) | Способ разработки залежей сверхтяжелой нефти или природного битума | |
RU2555163C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти горизонтальными скважинами | |
RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
RU2467161C1 (ru) | Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти | |
RU2387820C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума | |
RU2683458C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
RU2719882C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии | |
RU2695206C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2720850C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200323 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20210219 |