RU2681758C1 - Способ разработки участка залежи сверхвязкой нефти - Google Patents
Способ разработки участка залежи сверхвязкой нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2681758C1 RU2681758C1 RU2018118445A RU2018118445A RU2681758C1 RU 2681758 C1 RU2681758 C1 RU 2681758C1 RU 2018118445 A RU2018118445 A RU 2018118445A RU 2018118445 A RU2018118445 A RU 2018118445A RU 2681758 C1 RU2681758 C1 RU 2681758C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- horizontal
- well
- injection
- steam
- toe
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 50
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 50
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 49
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 2
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 claims description 2
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 claims description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 13
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 33
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 15
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 11
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 description 6
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 1
- 239000002349 well water Substances 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)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи участка залежи сверхвязкой нефти. Способ разработки участка залежи сверхвязкой нефти включает бурение горизонтальной добывающей скважин, при этом носок горизонтальной добывающей скважины выполняют приподнятым на 1-5 м относительно пятки. Выше носка горизонтальной добывающей скважины на 5-15 м бурят горизонтальную нагнетательную скважину длиной горизонтального ствола 0,5-1,0 от длины горизонтального ствола добывающей скважины. Причем в плане горизонтальные стволы нагнетательной и добывающей скважин выполняют под углом 45-90° друг к другу. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины делят пакерами на два-три интервала, в каждый из которых ведут закачку пара с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки. Равномерность роста паровой камеры регулируют режимами работы каждого интервала горизонтальной нагнетательной скважины. Помимо пара периодически закачивают жидкообразные и/или газообразные химические реагенты. По мере роста паровой камеры, выработки запасов и обводнения ствола горизонтальной добывающей скважины обводненные участки от носка к пятке последовательно изолируют пакером. 1 ил., 2 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке участков залежей сверхвязкой нефти или битума горизонтальными скважинами и закачкой пара.
Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину, включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева. Согласно изобретению, при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, в нагнетательную скважину спускают колонны труб по типу «труба в трубе» с изолированными друг от друга внутренними пространствами, причем выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре и разнесены по длине горизонтального участка, разбивая его на зоны прогрева так, что исключают прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону, причем на устье колонны для закачки теплоносителя оснащают каждую самостоятельными трубопроводами с регулируемыми задвижками, которыми регулируют подачу теплоносителя в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой в добывающей скважине (патент РФ №2412342, кл. E21B 43/24, опубл. 20.02.2011).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину, включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм, осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева, при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, а на устье нагнетательной скважины колонну труб для закачки теплоносителя оснащают трубопроводом с задвижкой, а выходные отверстия колонны труб размещены в фильтре, разбивая его на зоны прогрева так, что исключается прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону, регулируют подачу теплоносителя в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой в добывающей скважине. Согласно изобретению, в нагнетательной скважине фильтр герметично разделяют на две зоны прогрева, выполненные на его начальном и конечном участках, а выходные отверстия колонны труб выполняют напротив соответствующих зон прогрева пласта, закачку теплоносителя в пласт осуществляют одновременно в обе зоны прогрева пласта, причем в колонну труб в нагнетательной скважине спускают колонну штанг с жесткозакрепленным на ее конце полым плунжером, пространство между колонной труб и колонной штанг на устье нагнетательной скважины герметизируют, при этом плунжер снабжен тарированными отверстиями с постепенным увеличением пропускной способности от конца колонны труб к устью скважины или от устья скважины до конца колонны труб с возможностью их поочередного открытия и закрытия, причем каждое из тарированных отверстий герметично размещают напротив одного из выходных отверстий, выполненного в колонне труб и направленного вверх, а второе выходное отверстие выполняют в виде открытого конца колонны труб, теплоноситель закачивают при постоянном расходе пара, причем соотношение объемов закачиваемого теплоносителя в первую и вторую зоны прогрева теплоносителя регулируют за счет изменения объема подачи теплоносителя в первую зону прогрева путем ограниченного осевого перемещения колонны штанг с полым плунжером и изменения пропускной способности тарированных отверстий с фиксацией колонны штанг на устье скважины (патент РФ №2469186, кл. Е21B 43/24, опубл. 10.12.2012 - прототип).
Общим недостатком известных способов является низкий охват пласта паровой камерой виду неоднородности коллектора. Как следствие, нефтеотдача залежей остается невысокой.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи участка залежи сверхвязкой нефти.
Задача решается тем, что в способе разработки участка залежи сверхвязкой нефти, включающим бурение горизонтальной паронагнетательной скважины и, расположенной ниже, горизонтальной добывающей скважины, закачку пара в горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из горизонтальной добывающей скважины, согласно изобретению, носок горизонтальной добывающей скважины выполняют приподнятым на 1-5 м относительно пятки, а выше носка горизонтальной добывающей скважины на 5-15 м бурят горизонтальную нагнетательную скважину длиной горизонтального ствола 0,5-1,0 от длины горизонтального ствола добывающей скважины, причем в плане горизонтальные стволы нагнетательной и добывающей скважин выполняют под углом 45-90° друг к другу, горизонтальный ствол нагнетательной скважины делят пакерами на два-три интервала, в каждый из которых закачку пара ведут с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки, равномерность роста паровой камеры регулируют режимами работы каждого интервала горизонтальной нагнетательной скважины, причем помимо пара периодически закачивают жидкообразные и/или газообразные химические реагенты, по мере роста паровой камеры, выработки запасов и обводнения ствола горизонтальной добывающей скважины, а обводненные участки от носка к пятке последовательно изолируют пакером.
Сущность изобретения.
Под сверхвязкой понимается нефть с вязкостью не менее 10000 сПз. Для разработки участка залежи сверхвязкой нефти широко используют технологию парогравитационного дренирования. Однако, охват пласта воздействием со стороны пара в большинстве случаев невысокий, что связано с неоднородностью залежей. В результате происходит недовыработка остаточных запасов нефти и, соответственно, нефтеотдача залежи остается невысокой. Существующие технические решения не в полной мере позволяют решить указанную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи участка залежи сверхвязкой нефти. Задача решается следующим образом.
На фигуре представлено схематическое изображение участка залежи сверхвязкой нефти с размещением скважин.
Обозначения: 1 - участок (пласт) неоднородной залежи сверхвязкой нефти, 2 - горизонтальная добывающая скважина, 3 - горизонтальная нагнетательная скважина, 4 и 5 - пакера, I и II - интервалы горизонтального ствола нагнетательной скважины 3, S1 и S2 - длины интервалов I, II соответственно.
Способ реализуют следующим образом.
На участке 1 неоднородной залежи сверхвязкой нефти бурят горизонтальную добывающую скважину 2, горизонтальный ствол которой проводят в нижней части пласта 1 (при рассмотрении в вертикальной плоскости). Носок горизонтальной добывающей скважины 2 выполняют приподнятым на 1-5 м относительно пятки. Выше носка горизонтальной добывающей скважины 2 на 5-15 м бурят горизонтальную нагнетательную скважину 3 длиной горизонтального ствола 0,5-1,0 от длины горизонтального ствола добывающей скважины 2. Причем в плане горизонтальные стволы нагнетательной 3 и добывающей 2 скважин выполняют под углом 45-90° друг к другу.
Согласно расчетам, приподнятый носок горизонтальной добывающей скважины 2 позволяет, во-первых, постепенно отсекать обводнившуюся часть ствола горизонтальной добывающей скважины 2 по мере продвижения паровой камеры, во-вторых, увеличивает охват пласта 1 по вертикали, в-третьих, позволяет быстрее создавать гидродинамическую связь с горизонтальной нагнетательной скважиной 3 и, в-четвертых, возможно эффективно извлекать из горизонтальной добывающей скважины 2 скопившийся в пятке песок во время эксплуатации. Если носок горизонтальной добывающей скважины 2 приподнят менее, чем на 1 м относительно пятки, то данное значение находится в пределах неровности ствола и не позволяет использовать преимущество приподнятого носка. Если носок горизонтальной добывающей скважины 2 приподнят более, чем на 5 м относительно пятки, то возникает риск быстрого обводнения носка горизонтальной добывающей скважины 2. При расстоянии между носком горизонтальной добывающей скважины 2 и горизонтальной нагнетательной скважины 3 менее 5 м, горизонтальная добывающая скважина 2 достаточно быстро обводняется, что приводит к снижению нефтеотдачи, а при более 15 м - гидродинамическая связь между скважинами 2 и 3 создается длительное время, что приводит к низким темпам отбора нефти. При длине горизонтального ствола нагнетательной скважины 3 менее 0,5 от длины горизонтального ствола добывающей скважины 2 охват пласта 1 недостаточен для полной выработки запасов, а при более 1,0 прирост добычи нефти от увеличения длины горизонтальной нагнетательной скважины 3 практически не наблюдается. При угле между горизонтальными стволами нагнетательной 3 и добывающей скважин 2 в плане менее 45° или более 90° друг к другу охват пласта 1 паровой камерой снижается.
Горизонтальный ствол нагнетательной скважины 3 делят пакерами 4 на два-три интервала, в каждый из которых закачку пара ведут с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки.
Равномерность роста паровой камеры регулируют режимами работы каждого интервала горизонтальной нагнетательной скважины 3, причем помимо пара периодически закачивают жидкообразные и/или газообразные химические реагенты. Для подбора химических реагентов проводят лабораторные исследования, а для подбора оптимальных режимов закачки проводят гидродинамическое моделирование на участке 1 залежи. В процессе эксплуатации гидродинамическую модель обновляют новыми данными и также проводят моделирование, определяя оптимальные режимы работы.
По мере роста паровой камеры, выработки запасов и обводнения ствола горизонтальной добывающей скважины 2, обводненные участки от носка к пятке последовательно изолируют пакером 5.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка 1 залежи сверхвязкой нефти.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи участка залежи сверхвязкой нефти.
Примеры конкретного выполнения способа.
Пример 1.
Участок 1 неоднородной залежи сверхвязкой нефти представлен терригенными отложениями. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 10-25 м, глубина залегания кровли пласта - 150 м, начальное пластовое давление - 1,4 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях - 20000 мПа⋅с, начальная пластовая температура 8°С.
Для разработки участка 1 залежи было принято решение использовать технологию парогравитационного дренирования. Для этого на указанном участке 1 залежи бурят горизонтальную добывающую скважину 2, горизонтальный ствол которой длиной 300 м проводят в нижней части пласта 1 (при рассмотрении в вертикальной плоскости). Носок горизонтальной добывающей скважины 2 выполняют приподнятым на 5 м относительно пятки.
Выше носка горизонтальной добывающей скважины 2 на 15 м бурят горизонтальную нагнетательную скважину 3 длиной горизонтального ствола 0,5⋅300=150 м. Причем в плане горизонтальные стволы нагнетательной 3 и добывающей 2 скважин выполняют под углом 90° друг к другу.
По данным исследований горизонтальной нагнетательной скважины 3 вдоль горизонтального ствола выделили два интервала I и II с различной проницаемостью. Абсолютная проницаемость коллектора в интервале I составляет k1=0,8 Д, в интервале II - k2=1,2 Д. По данным пробуренных скважин 2 и 3 строят геолого-гидродинамическую модель участка 1 залежи и проводят моделирование закачки пара при различном расстоянии указанных двух интервалов S1 и S2. В ходе моделирования также определяют оптимальные режимы работы горизонтальных добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин. Таким образом, горизонтальный ствол нагнетательной скважины 3 делят пакером 4 на два интервала I и II. В результате моделирования было определено, что оптимальными являются расстояния S1=70 м, S2=80 м. В каждый из интервалов закачку пара ведут с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки.
Равномерность роста паровой камеры регулируют режимами работы каждого интервала горизонтальной нагнетательной скважины 3, причем помимо пара периодически закачивают растворитель. Подбор растворителя осуществляют посредствам лабораторных исследований. Для подбора оптимальных режимов закачки проводят гидродинамическое моделирование на участке 1 залежи. В процессе эксплуатации гидродинамическую модель обновляют новыми данными и также проводят моделирование, определяя оптимальные режимы работы.
По мере роста паровой камеры, выработки запасов и обводнения ствола горизонтальной добывающей скважины 2, обводненные участки от носка к пятке последовательно изолируют пакером 5.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка 1 залежи сверхвязкой нефти.
В результате разработки, которую ограничили достижением обводненности горизонтальной добывающей скважины 2 до 98% при снижении дебита нефти до значения 0,5 т/сут, было добыто 51,8 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,359 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 47,5 тыс.т нефти, КИН составил 0,329 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,030 д.ед.
Пример 2.
Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками. Бурят добывающую скважину 2 с длиной горизонтального ствола 400 м. Носок горизонтальной добывающей скважины 2 выполняют приподнятым на 1 м относительно пятки. Выше носка горизонтальной добывающей скважины 2 на 5 м бурят горизонтальную нагнетательную скважину 3 длиной горизонтального ствола 1,0⋅400=400 м. Причем в плане горизонтальные стволы нагнетательной 3 и добывающей 2 скважин выполняют под углом 45° друг к другу. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины 3 делят пакерами 4 на три интервала.
Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент охвата участка 1 залежи сверхвязкой нефти за счет оптимизации системы закачки пара и, как следствие повысить коэффициент нефтеизвлечения.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи участка 1 залежи сверхвязкой нефти.
Claims (1)
- Способ разработки участка залежи сверхвязкой нефти, включающий бурение горизонтальной паронагнетательной скважины и расположенной ниже горизонтальной добывающей скважины, закачку пара в горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из горизонтальной добывающей скважины, отличающийся тем, что носок горизонтальной добывающей скважины выполняют приподнятым на 1-5 м относительно пятки, а выше носка горизонтальной добывающей скважины на 5-15 м бурят горизонтальную нагнетательную скважину длиной горизонтального ствола 0,5-1,0 от длины горизонтального ствола добывающей скважины, причем в плане горизонтальные стволы нагнетательной и добывающей скважин выполняют под углом 45-90° друг к другу, а горизонтальный ствол нагнетательной скважины делят пакерами на два-три интервала, в каждый из которых закачку пара ведут с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки, равномерность роста паровой камеры регулируют режимами работы каждого интервала горизонтальной нагнетательной скважины, причем помимо пара периодически закачивают жидкообразные и/или газообразные химические реагенты, по мере роста паровой камеры, выработки запасов и обводнения ствола горизонтальной добывающей скважины обводненные участки от носка к пятке последовательно изолируют пакером.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018118445A RU2681758C1 (ru) | 2018-05-18 | 2018-05-18 | Способ разработки участка залежи сверхвязкой нефти |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018118445A RU2681758C1 (ru) | 2018-05-18 | 2018-05-18 | Способ разработки участка залежи сверхвязкой нефти |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2681758C1 true RU2681758C1 (ru) | 2019-03-12 |
Family
ID=65805738
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018118445A RU2681758C1 (ru) | 2018-05-18 | 2018-05-18 | Способ разработки участка залежи сверхвязкой нефти |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2681758C1 (ru) |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| 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 |
| RU2334098C1 (ru) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| 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 |
| RU2469186C1 (ru) * | 2011-06-27 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину |
| RU2470149C1 (ru) * | 2011-06-07 | 2012-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти |
| RU2580339C1 (ru) * | 2014-12-09 | 2016-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Способ разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа |
| RU2584467C1 (ru) * | 2015-10-28 | 2016-05-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2599124C1 (ru) * | 2015-11-05 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
-
2018
- 2018-05-18 RU RU2018118445A patent/RU2681758C1/ru active
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| 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 |
| RU2334098C1 (ru) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| 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 |
| RU2470149C1 (ru) * | 2011-06-07 | 2012-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти |
| RU2469186C1 (ru) * | 2011-06-27 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину |
| RU2580339C1 (ru) * | 2014-12-09 | 2016-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Способ разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа |
| RU2584467C1 (ru) * | 2015-10-28 | 2016-05-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2599124C1 (ru) * | 2015-11-05 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7621326B2 (en) | Petroleum extraction from hydrocarbon formations | |
| US7422063B2 (en) | Hydrocarbon recovery from subterranean formations | |
| CA2757125C (en) | Establishing communication between well pairs in oil sands by dilation with steam or water circulation at elevated pressures | |
| US20060175061A1 (en) | Method for Recovering Hydrocarbons from Subterranean Formations | |
| RU2442883C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти | |
| US20070284107A1 (en) | Heavy Oil Recovery and Apparatus | |
| US20120278053A1 (en) | Method of Providing Flow Control Devices for a Production Wellbore | |
| RU2305762C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти или битума | |
| RU2211311C2 (ru) | Способ одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов и скважинная установка для его реализации | |
| RU2459934C1 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения | |
| CA2744749C (en) | Basal planer gravity drainage | |
| RU2387819C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти и битума | |
| RU2582251C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
| WO2019095054A1 (en) | Enhancing hydrocarbon recovery or water disposal in multi-well configurations using downhole real-time flow modulation | |
| RU2681796C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой | |
| RU2433254C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2681758C1 (ru) | Способ разработки участка залежи сверхвязкой нефти | |
| RU2524800C1 (ru) | Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами | |
| RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
| RU2713058C1 (ru) | Способ разработки неоднородного участка залежи сверхвязкой нефти | |
| RU2505668C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с применением разветвленных горизонтальных скважин | |
| RU2425961C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| RU2749703C1 (ru) | Способ разработки пласта сверхвязкой нефти равномерным парогравитационным воздействием | |
| RU2769027C1 (ru) | Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой (варианты) | |
| RU2599995C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти системой скважин с боковыми горизонтальными стволами |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20200714 |