RU2713682C1 - Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки - Google Patents
Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки Download PDFInfo
- Publication number
- RU2713682C1 RU2713682C1 RU2019100642A RU2019100642A RU2713682C1 RU 2713682 C1 RU2713682 C1 RU 2713682C1 RU 2019100642 A RU2019100642 A RU 2019100642A RU 2019100642 A RU2019100642 A RU 2019100642A RU 2713682 C1 RU2713682 C1 RU 2713682C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- horizontal
- injection
- wells
- development
- Prior art date
Links
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)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки за счет расширения области теплового воздействия при одновременном снижении затрат, регулируемое завершение разработки залежи с сохранением структуры пласта, расширение технологических возможностей. В способе разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки горизонтальные пароциклические скважины размещают на периферии залежи, парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины размещают в центральной части залежи. В горизонтальных добывающих скважинах располагают устройства контроля температуры и давления. На ранней стадии разработки осуществляют закачку пара в горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины для прогрева продуктивного пласта, прекращают подачу пара для термокапиллярной пропитки залежи, затем горизонтальные добывающие скважины переводят под отбор продукции, горизонтальные нагнетательные скважины - под закачку пара. Горизонтальные пароциклические скважины эксплуатируют циклами - последовательными закачкой пара и отбором продукции. На поздней стадии разработки выбирают горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины с нерентабельным дебитом - с паронефтяным отношением больше 10. В указанных нерентабельных горизонтальных пароциклических и горизонтальных нагнетательных скважинах осуществляют регулируемое снижение объема закачки пара, исключающее резкое снижение давления - более 0,05 МПа/сут и температуры - более 1°С/сут в паровой камере, до температуры парообразования воды при начальном давлении в пласте. Указанные нерентабельные горизонтальные пароциклические скважины переводят под закачку горячей воды, а указанные нерентабельные горизонтальные нагнетательные скважины - под закачку газа. При достижении обводненности в указанных нерентабельных горизонтальных добывающих скважинах 98% и более их также переводят под закачку газа. 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием тепла на поздней стадии разработки.
Известен способ разработки месторождения высоковязкой нефти (патент RU №2486334, МПК Е21В 43/24, C09K 8/592, опубл. 27.06.2013 в бюл. №18), включающий 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. При этом определяют концентрацию гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде, закачивают попутно добываемую воду с концентрацией гидрокарбонат-ионов не менее 3 г/л, а при концентрации гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде менее 3 г/л при температуре в паровой камере выше 100°С в попутно добываемую воду дополнительно вводят карбамид, после снижения температуры в паровой камере ниже 100°С в попутно добываемую воду вводят карбонат натрия или аммония или гидрокарбонат натрия или калия, разлагающиеся с выделением углекислого газа под действием тепла, аккумулированого в паровой камере.
Недостатком изобретения является то, что двуокись углерода 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. Неконтролируемая закачка пара способствует быстрому охлаждению паровой камеры и конденсации пара, что приводит к резкому снижению давления в паровой камере и разрушению структуры пласта.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки (патент RU №2611789, МПК Е21В 43/24, C09K 8/592, опубл. 01.03.2017 в бюл. №7), включающий закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, прекращение закачки пара на поздней стадии разработки, определение абсолютной отметки подошвенной и кровельной частей паровой камеры, закачку воды и газа. При этом попутно добываемую воду закачивают в пласт ниже абсолютной отметки подошвенной части паровой камеры через оценочные и контрольные скважины, расположенные на границе контура, образованного паровой камерой, а азот закачивают в паровую камеру. Недостатки известного способа:
- неконтролируемые и нерегулируемые процессы закачки пара, воды и газа в пласт способствуют быстрому охлаждению паровой камеры и конденсации пара, что приводит к резкому снижению давления в паровой камере и разрушению структуры пласта, повышению материальных затрат и снижению эффективности разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки;
- закачка попутно добываемой воды ниже абсолютной отметки подошвенной части паровой камеры может привести к прорыву воды к забою добывающей скважины;
- бурение дополнительных оценочных скважин ведет к дополнительным расходам. Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности
разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки за счет расширения области теплового воздействия при одновременном снижении затрат, регулируемого завершения разработки залежи на поздней стадии разработки при сохранении структуры пласта, а также расширение технологических возможностей способа разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки.
Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки, характеризующимся тем, что горизонтальные пароциклические скважины размещают на периферии залежи, парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины размещают в центральной части залежи, в горизонтальных добывающих скважинах располагают устройства контроля температуры и давления, на ранней стадии разработки осуществляют закачку пара в горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины для прогрева продуктивного пласта, прекращают подачу пара для термокапиллярной пропитки залежи, затем горизонтальные добывающие скважины переводят под отбор продукции, горизонтальные нагнетательные скважины - под закачку пара, горизонтальные пароциклические скважины эксплуатируют циклами - последовательными закачкой пара и отбором продукции, на поздней стадии разработки выбирают горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины с нерентабельным дебитом - с паронефтяным отношением больше 10, в указанных нерентабельных горизонтальных пароциклических и горизонтальных нагнетательных скважинах осуществляют регулируемое снижение объема закачки пара, исключающее резкое снижение давления - более 0,05 МПа/сут и температуры - более 1°С/сут в паровой камере, до температуры парообразования воды при начальном давлении в пласте, указанные нерентабельные горизонтальные пароциклические скважины переводят под закачку горячей воды, а указанные нерентабельные горизонтальные нагнетательные скважины - под закачку газа, при достижении обводненности в указанных нерентабельных горизонтальных добывающих скважинах 98% и более их также переводят под закачку газа.
На фиг. 1 показана схема размещения горизонтальных пароциклических и парных нагнетательных и добывающих скважин (вид сверху). На фиг. 2 - разрез А-А (см. фиг. 1).
Сущность способа заключается в следующем.
Одним из известных способов разработки залежи 1 высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами является метод парогравитационного дренирования, разработку которого осуществляют горизонтальными пароциклическими скважинами 2'-2'', размещенными на периферии залежи 1, парными горизонтальными нагнетательными 3', 3'', 3''' и добывающими 4', 4'', 4''' скважинами, размещенными в центральной части залежи 1 (фиг. 1, 2). При строительстве в добывающих скважинах 4', 4'', 4''' располагают устройства контроля температуры и давления, например оптико-волоконный кабель с датчиками (на фиг. 1, 2 не показаны). На ранней стадии разработки осуществляют закачку пара в горизонтальные пароциклические 2', 2'' и парные нагнетательные 3', 3'', 3''' и добывающие 4', 4'', 4''' скважины для прогрева продуктивного пласта (фиг. 1, 2). Контролируют давление и температуру продуктивного пласта. Прекращают подачу пара для термокапиллярной пропитки залежи 1. Затем парные горизонтальные добывающие скважины 4', 4'', 4''' переводят под отбор продукции, а парные горизонтальные нагнетательные скважины 3', 3'', 3''' - под закачку пара. Горизонтальные пароциклические скважины 2'-2'' эксплуатируют циклами - последовательными закачкой пара и отбором продукции.
На поздней стадии разработки по уточненным геологическим данным выбирают участок залежи 1 высоковязкой и сверхвязкой нефти с текущей выработкой извлекаемых запасов залежи от 80%. Производят выбор скважин под прекращение закачки пара и закачку горячей воды и газа. Перед прекращением закачки пара выбирают горизонтальные скважины с нерентабельным дебитом нефти (после достижения отношения закачанного объема пара в нагнетательной скважине к отбираемому горизонтальной добывающей скважиной объему нефти больше 10). При достижении нерентабельного дебита нефти производят регулируемое снижение объема закачки пара в вышеуказанных скважинах, исключающее резкое снижение давления в паровой камере - более 0,05 МПа/сут и температуры - более 1°С/сут, до температуры парообразования воды при начальном давлении в пласте. Закачку пара прекращают.
Перед закачкой воды выбирают горизонтальные пароциклические скважины 2' 2'', размещенные на периферии залежи 1, с нерентабельным дебитом нефти и переводят выбранные горизонтальные пароциклические скважины под закачку горячей воды. Закачка горячей воды в горизонтальные пароциклические скважины обеспечивает повышение уровня водонефтяного контакта, способствует дополнительному охвату запасов нефти и их вытеснению в направлении горизонтальных добывающих скважин 4', 4'', 4'''.
Перед закачкой газа выбирают парные горизонтальные нагнетательные скважины 3', 3'', 3'''с нерентабельным дебитом нефти и переводят указанные скважины под закачку газа. При достижении обводненности парной горизонтальной добывающей скважины (4', 4'', 4''') 98% и более переводят ее под закачку газа. Путем закачки газа в скважины 3', 3'', 3''', 4', 4'', 4''' осуществляют регулируемое поддержание пластового давления в паровой камере, что позволяет производить отбор продукции и сохранить структуру пласта. В качестве закачиваемого газа могут быть использованы попутно добываемые, дымовые газы, азот.
При последующем снижении дебита нефти вышеописанный способ повторяют на следующих скважинах с нерентабельным дебитом нефти. Залежь разрабатывают до полного извлечения продукции скважин. Закачку газа и воды в скважины производят до полного заводнения паровой камеры.
Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки расширяет область теплового воздействия на продуктивный пласт, исключает возможность резкого снижения давления в паровой камере и разрушения структуры пласта, способствует полному извлечению продукции скважины, снижает материальные затраты, повышает эффективность разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки.
Предложенный способ разработки залежи углеводородных флюидов был опробован на Ашальчинском месторождении.
Определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками:
- глубина залегания - 90 м;
- средняя общая толщина пласта - 30 м;
- нефтенасыщенная толщина пласта - 18 м;
- значение начального пластового давления - 0,5 МПа;
- начальная пластовая температура - 8°С;
- плотность нефти в пластовых условиях - 970 кг/м3;
- коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 27170 мПа⋅с;
- значение средней проницаемости по керну в пласте - 296 мкм2;
- значение средней пористости по керну в пласте - 0,30 доли ед.
Разработку залежи 1 высоковязкой и сверхвязкой нефти осуществляли тепловыми методами путем закачки пара в горизонтальные пароциклические 2'-2n и парные нагнетательные 3', 3'', 3''' и добывающие 4', 4'', 4''' скважины, прогревали продуктивный пласт с созданием паровой камеры. Остановили закачку пара для термокапиллярной пропитки залежи 1. Затем парные горизонтальные добывающие скважины 4', 4'', 4''' перевели под отбор продукции, а парные горизонтальные нагнетательные скважины 3', 3'', 3''' - под закачку пара. Горизонтальные пароциклические скважины 2'-2n эксплуатировали циклами - последовательными закачкой пара и отбором продукции.
На поздней стадии разработки залежи 1 сверхвязкой нефти выбрали участок с достигнутой текущей выработкой от извлекаемых запасов залежи 82%.
Произвели выбор скважин под прекращение закачки пара и закачку горячей воды и газа. Выбрали горизонтальные пароциклические 2' и 2'' и парные 3', 4', 3'', 4'' скважины с паронефтяным отношением (ПНО), равным 12, 14, 10,5 и 11 соответственно. В горизонтальных пароциклических скважинах 2' и 2'' снизили закачку пара до полной остановки и перевели их под нагнетание горячей воды в объеме 250000 м3. Закачку пара снижали при давлении, исключающем резкие снижения давления - более 0,05 МПа/сут и температуры - более 1°С/сут в паровой камере, до температуры парообразования воды -151°С при пластовом давлении 0,5 МПа. Температуру и давление контролировали с использованием устройств контроля.
Произвели закачку попутно добываемого газа в горизонтальные нагнетательные скважины 3', 3'' в объеме 380000 м3 с помощью компрессоров. Через 2 месяца обводненность парной горизонтальной добывающей скважины 4' составила 98,2%, перевели скважину 4' под закачку газа. После достижения обводненности парной горизонтальной добывающей скважины 4'' 98,5% перевели ее под закачку газа.
Разработку залежи продолжали, при этом повторяли указанные операции выбора скважин с нерентабельным дебитом нефти, регулируемое снижение объема закачки пара и перевод скважин под закачку воды и газа. Закачку газа и воды в скважины производили до полного заводнения паровой камеры, то есть до полной конденсации пара в воду в паровой камере.
Проведенные мероприятия позволяют завершить этап разработки залежи и исключить схлопывание пласта при снижении закачки пара и сохранении пластового давления за счет регулирования закачки попутно добываемой воды и газа без использования дорогостоящих реагентов. В результате проведенных мероприятий общий суточный дебит по добывающим скважинам выбранного участка увеличился с 3 до 7 т/сут.
Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки за счет расширения области теплового воздействия при одновременном снижении затрат, регулируемого завершения разработки залежи на поздней стадии разработки при сохранении структуры пласта, а также расширить технологические возможности способа разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки.
Claims (1)
- Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки, характеризующийся тем, что горизонтальные пароциклические скважины размещают на периферии залежи, парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины размещают в центральной части залежи, в горизонтальных добывающих скважинах располагают устройства контроля температуры и давления, на ранней стадии разработки осуществляют закачку пара в горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины для прогрева продуктивного пласта, прекращают подачу пара для термокапиллярной пропитки залежи, затем горизонтальные добывающие скважины переводят под отбор продукции, горизонтальные нагнетательные скважины - под закачку пара, горизонтальные пароциклические скважины эксплуатируют циклами - последовательными закачкой пара и отбором продукции, на поздней стадии разработки выбирают горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины с нерентабельным дебитом - с паронефтяным отношением больше 10, в указанных нерентабельных горизонтальных пароциклических и горизонтальных нагнетательных скважинах осуществляют регулируемое снижение объема закачки пара, исключающее резкое снижение давления - более 0,05 МПа/сут и температуры - более 1°С/сут в паровой камере, до температуры парообразования воды при начальном давлении в пласте, указанные нерентабельные горизонтальные пароциклические скважины переводят под закачку горячей воды, а указанные нерентабельные горизонтальные нагнетательные скважины - под закачку газа, при достижении обводненности в указанных нерентабельных горизонтальных добывающих скважинах 98% и более их также переводят под закачку газа.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019100642A RU2713682C1 (ru) | 2019-01-10 | 2019-01-10 | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019100642A RU2713682C1 (ru) | 2019-01-10 | 2019-01-10 | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2713682C1 true RU2713682C1 (ru) | 2020-02-06 |
Family
ID=69624951
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019100642A RU2713682C1 (ru) | 2019-01-10 | 2019-01-10 | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2713682C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114427397A (zh) * | 2020-09-11 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种细化到小层和井组的化学驱注采液量确定方法 |
| RU2775633C1 (ru) * | 2021-12-14 | 2022-07-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с закачкой газа |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5273111A (en) * | 1991-07-03 | 1993-12-28 | Amoco Corporation | Laterally and vertically staggered horizontal well hydrocarbon recovery method |
| RU2486334C1 (ru) * | 2011-12-12 | 2013-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2610461C1 (ru) * | 2016-03-29 | 2017-02-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| 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 |
| RU2672272C2 (ru) * | 2017-01-10 | 2018-11-13 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ разработки месторождений сверхвязкой нефти |
-
2019
- 2019-01-10 RU RU2019100642A patent/RU2713682C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5273111A (en) * | 1991-07-03 | 1993-12-28 | Amoco Corporation | Laterally and vertically staggered horizontal well hydrocarbon recovery method |
| RU2486334C1 (ru) * | 2011-12-12 | 2013-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
| 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 |
| RU2610461C1 (ru) * | 2016-03-29 | 2017-02-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| RU2672272C2 (ru) * | 2017-01-10 | 2018-11-13 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ разработки месторождений сверхвязкой нефти |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114427397A (zh) * | 2020-09-11 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种细化到小层和井组的化学驱注采液量确定方法 |
| RU2775633C1 (ru) * | 2021-12-14 | 2022-07-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с закачкой газа |
| RU2842639C1 (ru) * | 2024-11-01 | 2025-07-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с закачкой азота |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8387691B2 (en) | Low pressure recovery process for acceleration of in-situ bitumen recovery | |
| RU2340768C2 (ru) | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин | |
| CA1130201A (en) | Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids | |
| RU2373385C1 (ru) | Способ обработки призабойных зон добывающих скважин | |
| US4163580A (en) | Pressure swing recovery system for mineral deposits | |
| US20150107833A1 (en) | Recovery From A Hydrocarbon Reservoir | |
| US3412794A (en) | Production of oil by steam flood | |
| RU2611789C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки | |
| CA2641294C (en) | Low pressure recovery process for acceleration of in-situ bitumen recovery | |
| RU2663532C1 (ru) | Способ разработки высоковязкой нефти | |
| JP2014502322A (ja) | ハイドレートからメタンガスを回収するｉｎＳｉｔｕの方法 | |
| US3572437A (en) | Oil recovery by steam injection followed by hot water | |
| RU2582256C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума | |
| CN106640003A (zh) | 一种使用碳酸铵改善sagd开发效果的方法 | |
| CA2935652C (en) | HEAVY OIL EXTRACTION USING GAS-TRAVELED LIQUIDS | |
| RU2673934C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии | |
| RU2713682C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки | |
| RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| US3707189A (en) | Flood-aided hot fluid soak method for producing hydrocarbons | |
| US4074754A (en) | Method for producing geothermal energy and minerals | |
| CN108316905A (zh) | 一种抑制sagd蒸汽腔纵向突进的方法 | |
| RU2509880C1 (ru) | Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов | |
| RU2675115C1 (ru) | Способ разработки высоковязкой нефти | |
| RU2434129C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2683458C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |