RU2712904C1 - Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой - Google Patents
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой Download PDFInfo
- Publication number
- RU2712904C1 RU2712904C1 RU2018142959A RU2018142959A RU2712904C1 RU 2712904 C1 RU2712904 C1 RU 2712904C1 RU 2018142959 A RU2018142959 A RU 2018142959A RU 2018142959 A RU2018142959 A RU 2018142959A RU 2712904 C1 RU2712904 C1 RU 2712904C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- wells
- injection
- oil
- horizontal
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 54
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 47
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 47
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 claims description 5
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 claims description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 abstract description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 3
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 abstract description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 abstract 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 abstract 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 98
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 6
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 6
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 6
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000003570 air Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 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)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности извлечения нефти, исключение прорыва теплоносителя в газовые шапки, повышение эффективности закачки пара, повышение качества добываемой продукции, снижение паронефтяного отношения. В способе разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой бурят горизонтальные добывающие скважины, определяют радиус внешнего контура газонефтяного контакта ГНК по данным бурения горизонтальных добывающих скважин, при радиусе внешнего контура ГНК от 750 м и более бурят горизонтальные нагнетательную и газодобывающую скважины в газовой шапке, горизонтальные газодобывающую и нагнетательную скважины оборудуют фильтрами, при радиусе внешнего контура ГНК менее 750 м бурят вертикальные нагнетательную и газодобывающую скважины в газовой шапке, перфорируют вертикальные скважины у кровли пласта, устанавливают устройства контроля температуры и давления в горизонтальных добывающих и газодобывающей скважинах, регулируют давление в газовой шапке в диапазоне не выше давления в нефтяной части залежи на 5-15% и не ниже давления в нефтяной части залежи на 15-25% последовательной закачкой пара и газа в объемном соотношении П:Г - 1:10-25 в нагнетательную скважину и одновременным отбором газа через газодобывающую скважину из газовой шапки с созданием парогазовой камеры, затем после достижения температуры в газодобывающей скважине, равной 80-100% температуры парообразования, останавливают отбор газа и отбирают продукцию из горизонтальной добывающей скважины. 2 ил., 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой с применением тепловых методов.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения (патент RU №2494242, МПК Е21В 43/243, опубл. в бюл. №27 от 27.09.2013), включающий бурение горизонтальной добывающей скважины и вертикальной нагнетательной скважины, прогрев околоскважинного пространства до закачки окислителя, закачку окислителя через вертикальную скважину и отбор продукции из горизонтальной скважины. При этом забой вертикальной скважины располагают в 28-32 м над горизонтальной скважиной и в 10-15 м от ее забоя в сторону устья. До закачки окислителя в горизонтальной и вертикальной скважинах устанавливают электронагреватели мощностью, достаточной для разогрева околоскважинного пространства до температуры 100-200°С. После этого начинают закачку окислителя в обе скважины для инициирования внутрипластового горения в залежи в призабойной зоне расположения обеих скважин, далее при превышении пластового давления в окрестности горизонтальной скважины величины уровня начального пластового давления более чем в 1,5 раза электронагреватель из горизонтальной скважины извлекают и спускают в нее насосное оборудование, с помощью которого осуществляют откачку продукции залежи. При снижении уровня жидкости в скважине до уровня от 100 до 90% начального пластового давления отбор продукции прекращают, извлекают насосное оборудование, спускают электронагреватель, осуществляют закачку окислителя для инициирования внутрипластового горения. Цикл отбора продукции и инициирования внутрипластового горения повторяют и прекращают при установлении гидродинамической связи между горизонтальной и вертикальной скважинами, после чего горизонтальная скважина эксплуатируется в режиме отбора продукции, причем электронагреватель, установленный в вертикальной скважине, отключают и извлекают из этой скважины после установления режима устойчивого высокотемпературного горения, после чего закачку окислителя продолжают.
Недостатками известного способа являются:
- сложность технологического процесса, связанная с необходимостью наличия теплоэлектростанции вблизи от производства работ;
- недостаточная эффективность способа, обусловленная расходом большого количества теплоносителя для прогрева горизонтальной части ствола нагнетательной скважины по всей длине;
- сложность контроля и управления процессом подземного внутрипластового распространения фронта горения из-за неопределенности границ и масштабов процесса.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения высоковязкой нефти (патент RU №2625127, МПК Е21В 43/24, Е21В 7/04, опубл. в бюл. №20 от 11.07.2017), включающий бурение горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин, определение по данным бурения скважин наличия газовой шапки и уточнение структуры залежи, бурение вертикальной газодобывающей скважины в газовой шапке, перфорацию вертикальной газодобывающей скважины у кровли пласта, закачку пара и газа в горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев пласта с созданием паровой камеры, отбор газа из вертикальной газодобывающей скважины и отбор продукции из горизонтальной добывающей скважины. Горизонтальный ствол добывающей горизонтальной скважины располагают под горизонтальным стволом нагнетательной скважины. Бурят вертикальную газодобывающую скважину в купольной части залежи. Предварительно закачивают пар через горизонтальную нагнетательную скважину в продуктивный пласт залежи. Через вертикальную газодобывающую скважину отбирают газ из газовой шапки и направляют его в емкость для сбора газа. После прогрева пласта и создания паровой камеры в горизонтальную нагнетательную скважину помимо пара П закачивают добытый из газовой шапки газ Г, смешивая его с паром в соотношении П : Г=5-50:1, причем для поддержания данного соотношения рабочих агентов и их смешивания добываемый газ из указанной емкости, а пар из парогенератора подают на бустерную установку, из которой смесь закачивают непосредственно в нагнетательные скважины. После прорыва закачиваемого парогаза в газовую шапку отбор газа из вертикальной газодобывающей скважины переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке в купольную часть залежи. При снижении объема накопленного в емкости газа ниже уровня, необходимого для поддержания соотношения закачиваемых рабочих агентов, переходят на закачку в нагнетательную скважину только пара, после повышения объема добытого газа в емкости до значения, при котором возможна закачка парогаза при указанном соотношении в течение не менее 10 сут, переходят на закачку парогаза, периодичность закачки пар-парогаз при необходимости повторяют, в целом после создания паровой камеры месячную компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100%, таким образом, залежь разрабатывают в режиме парогазогравитационного дренирования. Недостатками известного способа являются:
- высокое паронефтяное отношение (ПНО), приводящее к снижению эффективности технологии из-за увеличения обводненности добываемой продукции;
- ограниченность реализации способа вследствие проводки двух горизонтальных скважин одна над другой при малых толщинах продуктивного пласта;
- недостаточная эффективность процесса извлечения нефти из залежи сверхвязкой нефти, обусловленная расходом большого количества теплоносителя для прогрева горизонтальной части ствола нагнетательной скважины по всей длине. Большой расход теплоносителя связан со снижением пластового давления в газовой шапке при отборе газа из вертикальной скважины, как следствие, при закачке теплоносителя будет происходить прорыв в зону пониженного давления (т.е. газовой шапки).
Техническими задачами данного изобретения являются повышение эффективности процесса извлечения нефти за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки, повышение эффективности закачки пара и качества добываемой продукции, снижение ПНО, снижение затрат на прогрев продуктивного пласта и бурение скважин, увеличение коэффициента извлечения нефти.
Технические задачи решаются способом разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой, характеризующимся тем, что бурят горизонтальные добывающие скважины, определяют радиус внешнего контура газонефтяного контакта ГНК по данным бурения горизонтальных добывающих скважин, при радиусе внешнего контура ГНК от 750 м и более бурят горизонтальные нагнетательную и газодобывающую скважины в газовой шапке, горизонтальные газодобывающую и нагнетательную скважины оборудуют фильтрами, при радиусе внешнего контура ГНК менее 750 м бурят вертикальные нагнетательную и газодобывающую скважины в газовой шапке, перфорируют вертикальные скважины у кровли пласта, устанавливают устройства контроля температуры и давления в горизонтальных добывающих и газодобывающей скважинах, регулируют давление в газовой шапке в диапазоне не выше давления в нефтяной части залежи на 5-15% и не ниже давления в нефтяной части залежи на 15-25% последовательной закачкой пара и газа в объемном соотношении П : Г - 1:10-25 в нагнетательную скважину и одновременным отбором газа через газодобывающую скважину из газовой шапки с созданием парогазовой камеры, затем после достижения температуры в газодобывающей скважине, равной 80-100% температуры парообразования, останавливают отбор газа и отбирают продукцию из горизонтальной добывающей скважины.
На фиг. 1 показана схема реализации способа при радиусе внешнего контура газонефтяного контакта (ГНК) менее 750 м, на фиг. 2 - при радиусе внешнего контура ГНК от 750 м и более.
Способ реализуется в следующей последовательности.
На залежи 1 (фиг. 1 и 2) сверхвязкой нефти в нефтяной части 2 с газовой шапкой 3 бурят горизонтальные добывающие скважины 4. По данным бурения горизонтальных добывающих скважин 4 определяют наличие, размер газовой шапки 3, отметку ГНК 5 и уточняют структуру залежи 1. Бурят нагнетательную 6 и газодобывающую 7 скважины в газовой шапке 3. Тип скважин 6 и 7 выбирают в зависимости от размеров газовой шапки 3. При радиусе внешнего контура ГНК 5 от 750 м и более бурят горизонтальные нагнетательную 6 и газодобывающую 7 скважины в газовой шапке 3, при радиусе внешнего контура ГНК 5 менее 750 м бурят вертикальные нагнетательную 6 и газодобывающую 7 скважины. Выбор типа скважин позволяет повысить экономическую рентабельность, т.к. при большом размере газовой шапки 3 целесообразнее использовать горизонтальные скважины, т.к. вертикальные скважины необходимо бурить в большем количестве.
Перфорируют вертикальные нагнетательную 6 и газодобывающую 7 скважины у кровли залежи 1, а горизонтальные нагнетательную 6 и газодобывающую 7 скважины оборудуют фильтрами. При строительстве горизонтальных добывающих 4 скважин и горизонтальной газодобывающей 7 скважины в них устанавливают устройства контроля температуры и давления, например, оптико-волоконный кабель с датчиками (на фиг. 1, 2 не показан).
Регулируют давление в газовой шапке 3 в диапазоне не выше давления в нефтяной части 2 залежи 1 на 5-15% (исключают прорыв газа с сохранением ГНК) и не ниже давления в нефтяной части 2 залежи 1 на 15-25% (предотвращают прорыв нефти в газовую шапку 3) последовательной закачкой пара и газа в соотношении П : Г - 1:10-25 в нагнетательную скважину 6 и одновременным отбором газа через газодобывающую скважину 7 с созданием парогазовой камеры. Полученная парогазовая смесь является более эффективным вытесняющим агентом по сравнению с паром, т.к. при растворении газов в нефти снижается ее вязкость и плотность, увеличивается объемный коэффициент. В качестве закачиваемого газа применяют воздух, дымовые газы или неконденсирующиеся газы. Отбираемый газ используют для генерации энергии в процессе создания пара, закачиваемого в нагнетательную скважину 6.
При достижении температуры в газодобывающей скважине 7 80-100% температуры парообразования происходит образование парогазовой камеры в обрабатываемой залежи 1, отбор газа через газодобывающую скважину 7 в газовой шапке 3 останавливают.
После остановки газодобывающей скважины 7 начинают вырабатывать нефтяную часть 2 залежи 1 путем отбора продукции из горизонтальных добывающих скважин 4.
Таким образом, залежь разрабатывают в режиме парогазогравитациошюго дренирования. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 1 (дебит нефти менее 1 м3/сут, обводненность более 98%).
Пример конкретного выполнения способа.
Предложенный способ разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой был опробован на Нижне-Кармальском месторождении. Определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками: глубина залегания - 90 м; нефтенасыщенная толщина пласта - 23 м; средняя толщина газовой шапки на разрабатываемом участке -7 м; давление в газовой шапке - 0,83 МПа; значение начального пластового давления 0,9 МПа; начальная пластовая температура - 8°С; плотность нефти в пластовых условиях - 966 кг/м3; коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 31124 мПа⋅с; значение средней проницаемости по керну в пласте - 312 мкм2; значение средней пористости по керну в пласте - 0,30 доли ед.
На залежи 1 сверхвязкой нефти, представленной нефтяной частью 2 и газовой шапкой 3, бурят сетку горизонтальных добывающих скважин 4 с длиной горизонтального ствола по 600 м каждая и расстоянием между горизонтальными добывающими скважинами 4 100 м. Скважины 4 оборудуют противопесочными фильтрами.
Определяют по данным бурения горизонтальных добывающих скважин 4 наличие газовой шапки 3, уточняют структуру залежи 1, определяют отметку ГНК 5 и размер газовой шапки 3. Так как радиус внешнего контура ГНК составляет 600 м, в купольной части залежи 1 бурят вертикальные нагнетательную 6 и газодобывающие 7 скважины по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м. Вертикальные нагнетательную 6 и газодобывающие скважины 7 перфорируют у кровли залежи 1. В вертикальные нагнетательную 6 и газодобывающие скважины 7 спускают НКТ (на фиг. 1, 2 не показаны). Горизонтальные добывающие 4 и газодобывающие 7 скважины оборудуют устройствами контроля температуры и давления. После обустройства вертикальной нагнетательной 6 и газодобывающих 7 скважин через НКТ в нагнетательную скважину 6 закачивают пар в объеме 7000 м3 в течение двух месяцев. После этого производят закачку воздуха в объеме 140000 м3 в вертикальную нагнетательную скважину 6. В это время через вертикальные газодобывающие скважины 7 отбирают газ из газовой шапки 3 с дебитом 800 м3/сут.
Через три месяца после закачки воздуха температура в одной из вертикальных газодобывающих скважин 7 достигла 156,6°С (т.е. 95% температуры парообразования при забойном давлении в вертикальной газодобывающей скважине 7 0,72 МПа), газодобывающую скважину 7 отключили, а закачку воздуха в нагнетательную скважину 6 снизили в два раза до объема 70000 м3.
После достижения температуры 151,6°С (т.е. 92% температуры парообразования при забойном давлении в вертикальной газодобывающей скважине 7 0,7 МПа) в оставшейся в работе вертикальной газодобывающей скважине 7 ее останавливают. Далее начинают вырабатывать нефтяную часть 2 залежи 1 путем отбора продукции пласта из горизонтальных добывающих скважин 4.
В данном режиме разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 1 (дебит нефти менее 1 м3/сут, обводненность более 98%).
Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как повышение эффективности процесса извлечения нефти за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки, повышение эффективности закачки пара (снижение объема закачки пара в 1,3 раза), уменьшение ПНО от 7 до 5,4 т/т, увеличение коэффициента извлечения нефти на 7%, а также снижение затрат на прогрев пласта на 14%.
Claims (1)
- Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой, характеризующийся тем, что бурят горизонтальные добывающие скважины, определяют радиус внешнего контура газонефтяного контакта ГНК по данным бурения горизонтальных добывающих скважин, при радиусе внешнего контура ГНК от 750 м и более бурят горизонтальные нагнетательную и газодобывающую скважины в газовой шапке, горизонтальные газодобывающую и нагнетательную скважины оборудуют фильтрами, при радиусе внешнего контура ГНК менее 750 м бурят вертикальные нагнетательную и газодобывающую скважины в газовой шапке, перфорируют вертикальные скважины у кровли пласта, устанавливают устройства контроля температуры и давления в горизонтальных добывающих и газодобывающей скважинах, регулируют давление в газовой шапке в диапазоне не выше давления в нефтяной части залежи на 5-15% и не ниже давления в нефтяной части залежи на 15-25% последовательной закачкой пара и газа в объемном соотношении П:Г - 1:10-25 в нагнетательную скважину и одновременным отбором газа через газодобывающую скважину из газовой шапки с созданием парогазовой камеры, затем после достижения температуры в газодобывающей скважине, равной 80-100% температуры парообразования, останавливают отбор газа и отбирают продукцию из горизонтальной добывающей скважины.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018142959A RU2712904C1 (ru) | 2018-12-04 | 2018-12-04 | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018142959A RU2712904C1 (ru) | 2018-12-04 | 2018-12-04 | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2712904C1 true RU2712904C1 (ru) | 2020-01-31 |
Family
ID=69624798
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018142959A RU2712904C1 (ru) | 2018-12-04 | 2018-12-04 | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2712904C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112943229A (zh) * | 2021-02-04 | 2021-06-11 | 大庆油田有限责任公司 | 一种储气库盖层突破压力连续预测方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2011075835A1 (en) * | 2009-12-21 | 2011-06-30 | N-Solv Heavy Oil Corporation | A multi-step solvent extraction process for heavy oil reservoirs |
| RU2494242C1 (ru) * | 2012-03-23 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения |
| RU2550635C1 (ru) * | 2014-04-22 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
| RU2625127C1 (ru) * | 2016-06-11 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ разработки залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой |
| RU2626500C1 (ru) * | 2016-05-31 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины |
| RU2630330C1 (ru) * | 2016-07-26 | 2017-09-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи битуминозной нефти |
-
2018
- 2018-12-04 RU RU2018142959A patent/RU2712904C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2011075835A1 (en) * | 2009-12-21 | 2011-06-30 | N-Solv Heavy Oil Corporation | A multi-step solvent extraction process for heavy oil reservoirs |
| RU2494242C1 (ru) * | 2012-03-23 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения |
| RU2550635C1 (ru) * | 2014-04-22 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
| RU2626500C1 (ru) * | 2016-05-31 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины |
| RU2625127C1 (ru) * | 2016-06-11 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ разработки залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой |
| RU2630330C1 (ru) * | 2016-07-26 | 2017-09-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи битуминозной нефти |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112943229A (zh) * | 2021-02-04 | 2021-06-11 | 大庆油田有限责任公司 | 一种储气库盖层突破压力连续预测方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN103232852B (zh) | 油页岩原位竖井压裂化学干馏提取页岩油气的方法及工艺 | |
| RU2287677C1 (ru) | Способ разработки нефтебитумной залежи | |
| RU2522369C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами | |
| CN103233713B (zh) | 油页岩原位水平井压裂化学干馏提取页岩油气方法及工艺 | |
| RU2531963C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов | |
| CN102900415A (zh) | 深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法 | |
| RU2496979C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт | |
| RU2582256C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума | |
| RU2387819C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти и битума | |
| RU2675114C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
| RU2431744C1 (ru) | Способ разработки высоковязких нефтей и битумов с применением горизонтальной добывающей и горизонтально-наклонной нагнетательной скважин | |
| RU2515662C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2712904C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой | |
| RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| CN109915082A (zh) | 一种开采海上稠油油藏的装置和方法 | |
| CA2820702A1 (en) | Sagdox operation in leaky bitumen reservoirs | |
| RU2509880C1 (ru) | Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов | |
| RU2434129C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2199657C2 (ru) | Подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
| RU2543843C1 (ru) | Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти | |
| RU2679423C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами | |
| RU2145664C1 (ru) | Способ разработки трещиноватого нефтяного пласта | |
| RU2199004C2 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| RU2693055C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2625127C1 (ru) | Способ разработки залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой |