RU2720850C1 - Development method of super-viscous oil deposit - Google Patents
Development method of super-viscous oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2720850C1 RU2720850C1 RU2020103546A RU2020103546A RU2720850C1 RU 2720850 C1 RU2720850 C1 RU 2720850C1 RU 2020103546 A RU2020103546 A RU 2020103546A RU 2020103546 A RU2020103546 A RU 2020103546A RU 2720850 C1 RU2720850 C1 RU 2720850C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- horizontal
- production
- oil
- injection
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 52
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 37
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 37
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 23
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 4
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 abstract description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 2
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 7
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 3
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 2
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 2
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термическим способам добычи сверхвязкой нефти и/или битума.The invention relates to the oil industry and, in particular, to thermal methods for the production of ultra-viscous oil and / or bitumen.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU № 2062865, МПК Е21В 43/20, опубл. 27.06.1996 в бюл. №36), 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.There is a known method of developing a highly viscous oil deposit (patent RU No. 2062865, IPC ЕВВ 43/20, publ. 06/27/1996 in bull. No. 36), in accordance with which vertical injection and horizontal production wells are drilled on a highly viscous oil deposit, the coolant is pumped through injection wells and at the same time periodically through horizontal wells until a coolant breakthrough to vertical production wells. After the coolant breakthrough, a displacing agent is pumped through the injection wells, and sand and formation fluid are selected through horizontal wells.
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.The disadvantage of this method is that it does not allow to develop an oil reservoir with the achievement of high oil recovery. A quick breakthrough of the coolant from the injection well into the producing well is likely, which reduces its efficiency and increases implementation costs.
Также известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU № 2334095, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.09.2008 в бюл. №26), 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.Also known is a method of developing a highly viscous oil deposit (patent RU No. 2334095, IPC ЕВВ 43/24, published on 09/20/2008 in bull. No. 26), including drilling vertical injection wells and horizontal production wells, pumping a working agent through injection wells and oil selection through production wells, whereby the horizontal wellbore of the producing well is carried out 1.5-2.5 m above the bottom of the producing formation, the horizontal well is perforated, and the bottom of the vertical injection well is perforated into the horizontal well of the producing well by 3.5-4.5 m the interval of 0.5-1.5 m from the bottom, the vertical injection well is placed from the vertical wellbore of the producing well at a distance greater than 2/3 of the length of the horizontal section of the producing well, up to the end of the horizontal well, while alternating steam is used as a working agent with air.
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.The disadvantage of this method is the likelihood of a quick breakthrough of the coolant due to the small distance between the bottom of the producing and injection wells (3.5-4.5 m). In this regard, high costs and low efficiency.
Также известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2678739, МПК Е21В 43/24, Е21В 7/04, Е21В 47/06, опубл. 31.01.2019 в бюл. № 4), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин с вскрытием участков этих скважин, расположенных в залежи, 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 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 термокапиллярную пропитку, после которой горизонтальные скважины на закачку и отбор меняют до следующего переключения, далее циклы повторяют.Also known is a method of developing a highly viscous oil deposit (patent RU No. 2678739, IPC ЕВВ 43/24, ЕВВ 7/04, Е21В 47/06, published on January 31, 2019 in Bulletin No. 4), including drilling vertical injection wells and horizontal production wells with the opening of sections of these wells located in the reservoir, first, horizontal production wells are drilled with distances between them in the plan of 70-80 m with a location in the reservoir at least 1 m above the bottom or level of the oil-water contact, vertical injection wells are located between the horizontal wells at a distance of 35-40 m from the middle part of the wellbore of producing wells, the maximum pressure is determined by depth, eliminating the violation of the integrity of the reservoir rock, the working agent is injected through injection wells in an amount of 20-40 tons / day, selection through horizontal wells located at the injection well, lead alternately until the temperature decreases along the wellbore below 50 o C and / or oil production and up to 0.5-1 t / day in at least one horizontal production well in the reservoir, while the other horizontal production wells are injected with the maximum possible volume at a pressure that excludes the violation of the integrity of the reservoir rock, after which the horizontal wells are stopped for thermocapillary impregnation after which the horizontal wells for injection and selection are changed until the next switchover, then the cycles are repeated.
Недостатками способа являются неравномерный прогрев области дренирования горизонтальной скважины, высокие материальные затраты на обустройстве двух кустовых площадок для размещения устьев горизонтальных скважин.The disadvantages of the method are the uneven heating of the drainage area of a horizontal well, high material costs for the arrangement of two well sites to accommodate the mouths of horizontal wells.
Наиболее близким является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2506417, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.02.2014 в бюл. №4), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и наклонно-горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины, при этом определяют уровень водонефтяного контакта - ВНК, добывающую наклонно-горизонтальную от устья к забою 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.The closest is a method of developing a highly viscous oil deposit (patent RU No. 2506417, IPC EVB 43/16, published on 02/10/2014 in bull. No. 4), including drilling vertical injection wells and inclined horizontal production wells, pumping a working agent through injection wells and the selection of fluid through the producing wells, while determining the level of water-oil contact - the OWC, producing an inclined horizontal well from the mouth to the bottom, are drilled with a location at least 2-3 m above the level of the OWC, a vertical injection well is drilled with the bottom located above the bottom of the producing well 5-8 m higher, the production well is perforated along the entire length of the inclined section, the vertical injection well is perforated in the formation zone in the direction of the production well mouth, stage by stage, as the working agent breaks out or the product is flooded above 95%, the bottom of the production inclined horizontal well is cut off above the zone breakthrough or flooding, and the opening area of the injection well the springs are cut off from the bottom by 1 / 3-1 / 2 of its entire length; when developing the entire developed zone, the mouth of the producing inclined horizontal well is transferred to pump the working agent.
Недостатками способа являются неравномерный прогрев области дренирования горизонтальной добывающей скважины, вероятность быстрого прорыва нагнетаемого в вертикальную нагнетательную скважину пара к забою добывающей горизонтальной скважины.The disadvantages of the method are the uneven heating of the drainage area of the horizontal production well, the likelihood of a quick breakthrough of the steam injected into the vertical injection well to the bottom of the producing horizontal well.
Техническими задачами способа являются повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти за счет увеличения зоны прогрева области дренирования горизонтальной добывающей скважины, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину.The technical objectives of the method are to increase the development efficiency of a super-viscous oil deposit by increasing the heating zone of the drainage area of a horizontal producing well, reducing the percentage of water cut of produced products from the reservoir by eliminating the breakthrough of the coolant into the producing well.
Технические задачи решаются способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим определение уровня водонефтяного контакта, бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин с вскрытием участков этих скважин, расположенных в залежи, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины. Technical problems are solved by the method of developing an extra-viscous oil deposit, including determining the level of water-oil contact, drilling vertical injection wells and horizontal production wells with opening sections of these wells located in the deposits, pumping a working agent through injection wells and taking fluid through production wells.
Новым является то, что бурение горизонтальных добывающих скважин производят с расстояниями между ними в плане 50-90 м с расположением в залежи как минимум на 1 м выше подошвы или уровня водонефтяного контакта, снабжают вскрытые участки скважин фильтрами, вертикальные нагнетательные скважины бурят между горизонтальными добывающими скважинами на расстоянии 25-45 м от ствола горизонтальных скважин над началом фильтра и над забоем добывающих скважин, вскрытые продуктивные интервалы в вертикальных скважинах снабжают фильтрами, по глубине залегания залежи определяют максимальное давление, исключающее нарушение целостности породы залежи, закачку рабочего агента через вертикальные скважины осуществляют в количестве 20-40 т/сут, закачку рабочего агента через горизонтальные скважины осуществляют в количестве 60-100 т/сут, после осуществления прогрева в течение двух месяцев горизонтальные скважины останавливают на термокапиллярную пропитку продолжительностью один месяц, далее горизонтальные скважины запускают на отбор жидкости до снижения температуры по стволу скважины ниже 50 °С и/или дебита по нефти до 0,5-1 т/сут хотя бы в одной горизонтальной добывающей скважине, далее циклы закачки и термокапиллярной пропитки повторяют.What is new is that horizontal production wells are drilled with distances between them of 50-90 m in plan with a location at least 1 m above the bottom or level of the oil-water contact, open sections of the wells are equipped with filters, vertical injection wells are drilled between horizontal production wells at a distance of 25-45 m from the horizontal wellbore above the start of the filter and above the bottom of the producing wells, the opened productive intervals in vertical wells are equipped with filters, the maximum pressure is determined by the depth of the reservoir, eliminating the violation of the integrity of the reservoir rock, the working agent is injected through vertical wells 20-40 tons / day, the working agent is pumped through horizontal wells in an amount of 60-100 tons / day, after heating for two months, horizontal wells are stopped for thermocapillary impregnation for one month, then horizontal wells foreigners start the selection of fluid until the temperature in the wellbore drops below 50 ° C and / or the oil production rate reaches 0.5-1 t / day in at least one horizontal production well, then the injection and thermocapillary impregnation cycles are repeated.
На фиг. 1 изображена схема расположения скважин в залежи (вид сверху).In FIG. 1 shows a diagram of the location of wells in the reservoir (top view).
На фиг. 2 изображена схема расположения горизонтальной и вертикальной скважин в залежи (вид сбоку).In FIG. 2 shows a layout of horizontal and vertical wells in a reservoir (side view).
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
По геологическим данным, выбирают залежь 1 (фиг. 1) сверхвязкой нефти. Производят бурение горизонтальных скважин 2 (фиг. 2) и 2' с расстояниями между ними в плане 50-90 м с расположением в залежи 1 как минимум на 1 м (для исключения прорыва пара) выше подошвы 3 (фиг. 1) или уровня 3 водонефтяного контакта (ВНК). Снабжают вскрытые участки горизонтальных скважин 2 (фиг. 1) и 2ꞌ (фиг. 2) фильтрами 4 (фиг. 1). Вертикальные нагнетательные скважины 5 (фиг. 2) и 5ꞌ бурят между горизонтальными добывающими скважинами 2 и 2' на расстоянии 25-45 м от ствола горизонтальных скважин 2 и 2' в начале фильтра 4 (фиг. 1) и ближе к забою добывающих скважин 2 (фиг. 2) и 2'. При этом вскрытый продуктивный интервал в вертикальных скважинах 5 и 5ꞌ снабжают фильтрами 4 (фиг. 1). По глубине залегания залежи 1 определяют максимальное давление, исключающее нарушение целостности породы залежи 1. Закачку рабочего агента через вертикальные скважины 5 (фиг. 2) и 5ꞌ осуществляют в количестве 20-40 т/сут (максимально возможное количество для вертикальных скважин 5 и 5ꞌ в залежи 1 сверхвязкой нефти), закачку рабочего агента через горизонтальные скважины 2 и 2' осуществляют в количестве 60-100 т/сут.According to geological data, choose reservoir 1 (Fig. 1) super-viscous oil.
После осуществления прогрева закачкой рабочего агента (например, пара) в течение двух месяцев горизонтальные скважины 2 и 2' останавливают на термокапиллярную пропитку продолжительностью один месяц. Далее горизонтальные скважины 2 и 2' запускают на отбор жидкости до снижения температуры по стволу скважины ниже 50 °С и/или дебита по нефти до 0,5-1 т/сут хотя бы в одной горизонтальной добывающей скважине 2. При фиксировании снижения температуры по стволу скважины ниже 50 °С и/или дебита по нефти до 0,5-1 т/сут в горизонтальной скважине, например, горизонтальной скважине 2, ее останавливают и переводят под закачку рабочего агента продолжительностью два месяца, далее останавливают на термокапиллярную пропитку продолжительностью один месяц, после которой горизонтальную скважину 2 переводят под отбор жидкости до следующего цикла. Далее циклы повторяют.After warming up by injecting a working agent (for example, steam) for two months,
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
На Аверьяновской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 141 м, со средней нефтенасыщенной толщиной 10,2 м, пластовой температурой 9°С, давлением 0,95 МПа, нефтенасыщенностью 0,66 д. ед., пористостью 32%, проницаемостью 2,9 мкм2, плотностью битума в поверхностных условиях 949 кг/м3, вязкостью 15303 мПа, произвели бурение горизонтальных скважин 2, 2', 2'', 2''' и 2'''' (фиг. 2) с расстояниями между ними в плане 50 м, 70 м, 80 м, 90 м соответственно, с расположением в залежи 1 (фиг. 1) как минимум на 1 м выше подошвы 3 или уровня 3 водонефтяного контакта (ВНК). Снабжают вскрытые участки горизонтальных скважин 2, 2', 2'', 2''' и 2'''' (фиг. 2) фильтрами 4 (фиг. 1). Вертикальные нагнетательные скважины 5 и 5ꞌ, 6 и 6ꞌ, 7 и 7ꞌ, 8 и 8ꞌ (фиг. 2) пробурили между горизонтальными добывающими скважинами 2 и 2', 2' и 2'', 2'' и 2''', 2''' и 2'''' соответственно на расстоянии 25 м (между добывающими скважинами 2 и 2'), 35 м (между добывающими скважинами 2' и 2''), 40 м (между добывающими скважинами 2'' и 2''') , 45 м (между добывающими скважинами 2''' и 2'''') от стволов горизонтальных скважин 2, 2', 2'', 2''' и 2'''' в начале фильтра 4 (фиг. 1) и ближе к забою добывающих скважин 2, 2', 2'', 2''' и 2'''' (фиг. 2). При этом вскрытый продуктивный интервал в вертикальных скважинах 5, 5ꞌ, 6, 6ꞌ, 7, 7ꞌ, 8, 8ꞌ (фиг. 2) снабдили фильтрами 4 (фиг. 1). По глубине залегания залежи 1 определили максимальное давление, исключающее нарушение целостности породы залежи 1. Закачку рабочего агента через вертикальные скважины 5 и 5ꞌ, 6 и 6ꞌ, 7 и 7ꞌ, 8 и 8ꞌ (фиг. 2) осуществили в количестве 20 т/сут (для вертикальных скважин 5 и 5ꞌ, 6 и 6ꞌ), 30 т/сут (для вертикальных скважин 7 и 7ꞌ), 40 т/сут (для вертикальных скважин 8 и 8ꞌ). Закачку рабочего агента через горизонтальные скважины 2, 2', 2'', 2''' и 2'''' осуществили в количестве 60 т/сут (для горизонтальных скважин 2, 2 ꞌ), 85 т/сут (для горизонтальных скважин 2ꞌꞌ, 2ꞌꞌꞌ), 100 т/сут (для горизонтальной скважины 2ꞌꞌꞌꞌ).On the Averyanovskoye deposit of super-viscous oil, located at a depth of 141 m, with an average oil-saturated thickness of 10.2 m, reservoir temperature of 9 ° C, pressure of 0.95 MPa, oil saturation of 0.66 units, porosity of 32%, and permeability of 2.9 μm2, with a density of bitumen under surface conditions of 949 kg / m3, viscosity of 15303 MPa,
После прогрева закачкой рабочего агента в течение двух месяцев горизонтальные скважины 2, 2', 2'', 2''' и 2'''' остановили на термокапиллярную пропитку продолжительностью один месяц. Далее горизонтальные скважины 2, 2', 2'', 2''' и 2'''' запустили на отбор жидкости до снижения температуры по стволу скважины ниже 50 °С и дебита по нефти до 0,5-1 т/сут в горизонтальных скважинах 2', 2''', 2''''. В скважине 2' температура снизилась до 47 °С, дебит до 1 т/сут, в скважине 2'' температура снизилась до 45 °С , дебит до 0,8 т/сут, в скважине 2''' температура снизилась до 38 °С, дебит до 0,7 т/сут, в скважине 2'''' температура снизилась до 39 °С, дебит до 0,5 т/сут. После фиксирования снижения температуры по стволу скважины и/или дебита по нефти произвели остановку горизонтальных скважин 2', 2'', 2''', 2'''' и перевели под закачку пара в течение двух месяцев, после которой горизонтальные скважины 2', 2'', 2''', 2'''' остановили на термокапиллярную пропитку продолжительностью один месяц, после которой запустили на отбор жидкости. Далее циклы повторили.After warming up with the injection of the working agent for two months,
Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти повышает эффективность разработки залежи сверхвязкой нефти за счет увеличения зоны прогрева области дренирования горизонтальной добывающей скважины, снижает процент обводненности добываемой продукции из пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину.The proposed method for the development of a super-viscous oil deposit increases the efficiency of developing a super-viscous oil deposit by increasing the heating zone of the drainage area of a horizontal producing well, and reduces the percentage of water cut of produced products from the reservoir by eliminating the breakthrough of the coolant into the producing well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020103546A RU2720850C1 (en) | 2020-01-28 | 2020-01-28 | Development method of super-viscous oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020103546A RU2720850C1 (en) | 2020-01-28 | 2020-01-28 | Development method of super-viscous oil deposit |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2720850C1 true RU2720850C1 (en) | 2020-05-13 |
Family
ID=70735231
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2020103546A RU2720850C1 (en) | 2020-01-28 | 2020-01-28 | Development method of super-viscous oil deposit |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2720850C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2816602C1 (en) * | 2024-01-11 | 2024-04-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2062865C1 (en) * | 1991-07-03 | 1996-06-27 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for exploitation of high-viscosity oil pool |
RU2506417C1 (en) * | 2012-08-07 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
RU2678739C1 (en) * | 2018-03-22 | 2019-01-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
US10370949B2 (en) * | 2015-09-23 | 2019-08-06 | Conocophillips Company | Thermal conditioning of fishbone well configurations |
US10436000B2 (en) * | 2013-05-22 | 2019-10-08 | Conocophillips Resources Corp. | Fishbone well configuration for SAGD |
-
2020
- 2020-01-28 RU RU2020103546A patent/RU2720850C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2062865C1 (en) * | 1991-07-03 | 1996-06-27 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for exploitation of high-viscosity oil pool |
RU2506417C1 (en) * | 2012-08-07 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
US10436000B2 (en) * | 2013-05-22 | 2019-10-08 | Conocophillips Resources Corp. | Fishbone well configuration for SAGD |
US10370949B2 (en) * | 2015-09-23 | 2019-08-06 | Conocophillips Company | Thermal conditioning of fishbone well configurations |
RU2678739C1 (en) * | 2018-03-22 | 2019-01-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2816602C1 (en) * | 2024-01-11 | 2024-04-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2305762C1 (en) | Method for viscous oil or bitumen deposit field development | |
RU2350747C1 (en) | Method of oil deposit development | |
RU2663532C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
RU2678739C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
RU2578137C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit | |
RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
RU2289685C1 (en) | Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen | |
RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
RU2515662C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2673934C1 (en) | Method for developing reservoir of super-viscous oil by heat methods in late stage | |
RU2675115C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
RU2425211C1 (en) | Combined method of thermal well development of high-viscous oil deposit | |
RU2342520C2 (en) | Method of development of hydrocarbon deposits (versions) | |
RU2519243C1 (en) | Method of development of oil-and-gas deposits with bottom water | |
RU2720850C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit | |
RU2395676C1 (en) | Method of bitumen deposit development | |
Hall et al. | Operation and performance of the Slocum thermal recovery project | |
RU2504646C1 (en) | Method of oil deposit development using flooding | |
RU2225942C1 (en) | Method for extraction of bituminous deposit | |
RU2199657C2 (en) | Underground-surface method of development of high- viscosity oil deposit | |
RU2643056C1 (en) | Method for development of pools of superheavy oil or natural bitumen | |
RU2683458C1 (en) | Highly viscous oil or bitumen deposit development method | |
RU2720725C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit | |
RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field |