RU2761799C1 - Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума - Google Patents
Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума Download PDFInfo
- Publication number
- RU2761799C1 RU2761799C1 RU2021117123A RU2021117123A RU2761799C1 RU 2761799 C1 RU2761799 C1 RU 2761799C1 RU 2021117123 A RU2021117123 A RU 2021117123A RU 2021117123 A RU2021117123 A RU 2021117123A RU 2761799 C1 RU2761799 C1 RU 2761799C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- coolant
- layer
- ascending
- boreholes
- Prior art date
Links
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 15
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 claims abstract description 38
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims abstract description 32
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 21
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims abstract description 5
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000010410 layer Substances 0.000 claims description 22
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims description 11
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 12
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 239000011551 heat transfer agent Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000003303 reheating Methods 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)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (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)
- Earth Drilling (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи, вовлечение в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, осложненных непроницаемыми пропластками, с одновременным снижением материальных затрат. Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума включает определение в залежи продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемыми пропластками, бурение в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты, расстояние между которыми определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, а также с возможностью размещения фильтров с регулируемым пропусканием, спускаемых в горизонтальную скважину перед закачкой теплоносителя на колонне труб и располагаемых напротив дополнительных восходящих стволов, а также пакеров, изолирующих межтрубное пространство горизонтальной скважины между дополнительными восходящими стволами и выше фильтров, определение физико-химических свойств, закачку теплоносителя и отбор продукции. После пересечения и выхода дополнительных восходящих стволов в верхний продуктивный пропласток их проводят длиной 10-40 м вдоль слабопродуктивного пропластка, производят обсадку дополнительных восходящих стволов и основного горизонтального ствола скважины, спускают в скважину насосно-компрессорные трубы с предварительно установленными напротив интервалов зарезки боковых восходящих стволов муфтами для закачки теплоносителя. При этом сначала закачивают теплоноситель интенсивностью 90-120 т/сут. После закачку останавливают, оставляют скважину на термокапиллярную пропитку на 35-40 сут. После термокапиллярной пропитки скважину переводят на отбор жидкости, отслеживают изменение температуры и обводненности добываемой продукции. При снижении температуры добываемой продукции до граничной температуры 30-40°С или при повышении обводненности продукции до 96–99% закачку теплоносителя возобновляют. Осуществляют закачку теплоносителя в объеме отобранной жидкости, циклы закачки и отбора повторяют. 1 ил., 2 пр.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи высоковязкой нефти или битума.
Известен способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU № 2295030, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.03.2007 г., бюл. № 7), включающий строительство многоустьевой горизонтальной скважины, подачу теплоносителя и отбор продукции, при этом определяют в залежи продуктивные пласты и глинистые - слабопродуктивные пропластки, горизонтальный ствол многоустьевой добывающей горизонтальной скважины проводят преимущественно по продуктивному пласту, из этого ствола бурят дополнительные боковые стволы под глинистым - слабопродуктивным пропластком или восходящие стволы с заканчиванием их выше этого пропластка, выше по вертикали и параллельно многоустьевой добывающей горизонтальной скважине строят многоустьевую нагнетательную горизонтальную скважину, из которой проводят восходящими через глинистый - слабопродуктивный пропласток дополнительные боковые стволы, нагнетают теплоноситель в обе скважины и создают проницаемую зону между многоустьевыми горизонтальными скважинами, после создания проницаемой зоны прекращают подачу теплоносителя в многоустьевую добывающую горизонтальную скважину и по многоустьевой добывающей горизонтальной скважине с дополнительными боковыми стволами отбирают продукцию. Также восходящие стволы бурят при наличии выдержанных по площади глинистых - слабопроницаемых пропластков.
Недостатками данного способа являются высокие материальные затраты, так как требуется бурение многоустьевых скважин, необходимо также бурение и обустройство вертикальных скважин, при этом расположение дополнительных стволов, увеличивая охват залежи, не учитывает распространение тепла от нагнетательной скважины к добывающей, что увеличивает теплопотери.
Наиболее близким является способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU № 2582529, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.04.2016 г., бюл. № 12), включающий определение в залежи продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемыми пропластками, строительство в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты, закачку теплоносителя и отбор продукции. Расстояние между дополнительными восходящими стволами определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, а также с возможностью размещения фильтров с регулируемым пропусканием, спускаемых в горизонтальную скважину перед закачкой теплоносителя на колонне труб и располагаемых напротив дополнительных восходящих стволов, а также пакеров, изолирующих межтрубное пространство горизонтальной скважины между дополнительными восходящими стволами и выше фильтров. Определяют физико-химические свойства вскрытых пластов, причем количество закачиваемого теплоносителя и отбираемой продукции определяют из свойств вскрытых пластов в каждом дополнительном восходящем стволе благодаря фильтрам с регулируемым пропусканием, при этом закачку теплоносителя и отбор продукции производят последовательно из колонны труб.
Недостатком данного способа является небольшой охват тепловым воздействием пласта, расположенного выше непроницаемого пропластка и, как следствие, низкие коэффициенты охвата и нефтеотдачи залежи высоковязкой и тяжелой нефти, все это не позволяет разрабатывать послойно-зонально-неоднородную залежь высоковязкой нефти или битума с достаточной эффективностью.
Техническими задачами являются повышение эффективности разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума за счет вовлечения в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, осложненных непроницаемыми пропластками, а также снижение материальных затрат за счет бурения одной горизонтальной скважины вместо бурения парных горизонтальных скважин.
Технические задачи решаются способом разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума, включающим определение в залежи продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемыми пропластками, бурение в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты, расстояние между которыми определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, а также с возможностью размещения фильтров с регулируемым пропусканием, спускаемых в горизонтальную скважину перед закачкой теплоносителя на колонне труб и располагаемых напротив дополнительных восходящих стволов, а также пакеров, изолирующих межтрубное пространство горизонтальной скважины между дополнительными восходящими стволами и выше фильтров, определение физико-химических свойств, закачку теплоносителя и отбор продукции.
Новым является то, что после пересечения и выхода дополнительных восходящих стволов в верхний продуктивный пропласток их проводят длиной 10-40 м вдоль слабопродуктивного пропластка, производят обсадку дополнительных восходящих стволов и основного горизонтального ствола скважины, спускают в скважину насосно-компрессорные трубы с предварительно установленными напротив интервалов зарезки боковых восходящих стволов муфт для закачки теплоносителя, при этом сначала закачивают теплоноситель интенсивностью 90-120 т/сут, после этого закачку останавливают, оставляют скважину на термокапиллярную пропитку на 35-40 сут, после термокапиллярной пропитки скважину переводят на отбор жидкости, отслеживают изменение температуры и обводненности добываемой продукции, при снижении температуры добываемой продукции до граничной температуры 30–40°С или повышении обводненности продукции до 96–99% закачку теплоносителя возобновляют, осуществляют закачку теплоносителя в объеме отобранной жидкости, циклы закачки и отбора повторяют.
На фиг. показан способ осуществления способа разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума.
Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума осуществляют следующим образом.
На послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума определяют продуктивные пласты - верхний 1 и нижний 2 (см. фиг.), разделенные слабопродуктивным (непроницаемым) пропластком 3. Бурят горизонтальную скважину 4 с размещением горизонтального участка 5 ниже слабопродуктивного пропластка 3 и выше водонефтяного контакта (на фигуре не показано) как минимум на 2 м. Осуществляют бурение из горизонтального участка 5 скважины 4 дополнительных восходящих стволов 6, вскрывающих верхние пласты 1, с пересечением слабопродуктивного пропластка 3. Расстояние между дополнительными восходящими стволами 6 определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, а также с возможностью размещения фильтров (на фиг. не показано) с регулируемым пропусканием, спускаемых в горизонтальную скважину 4 перед закачкой теплоносителя на колонне труб и располагаемых напротив дополнительных восходящих стволов 6, а также пакеров (на фиг. не показано), изолирующих межтрубное пространство горизонтальной скважины 4 между дополнительными восходящими стволами 6 и выше фильтров. Определяют физико-химические свойства вскрытых пластов (длину горизонтального перфорированного ствола, нефтенасыщенную толщину пласта, плотность влажного пара, пористость и др.).
После пересечения и выхода дополнительных восходящих стволов 6 в верхний продуктивный пропласток 1 проводят дополнительные стволы 6 длиной 10-40 м вдоль слабопродуктивного пропластка 3. Далее производят обсадку дополнительных восходящих стволов 6 и основного горизонтального ствола скважины 4.
Спускают в скважину насосно-компрессорные трубы – НКТ (на фиг. не показаны) с предварительно установленными напротив интервалов зарезки боковых восходящих стволов 6 муфт (на фиг. не показано) для закачки теплоносителя. Таким образом закачку теплоносителя – пара осуществляют с интервалов зарезки боковых восходящих стволов 6 посредством муфт, установленных напротив этих интервалов. Диаметр отверстий на муфтах выбирают исходя из потребностей в прогреве определенных интервалов.
Осуществляют закачку теплоносителя. При этом сначала закачивают теплоноситель интенсивностью 90-120 т/сут.
После закачки необходимого количества теплоносителя закачку останавливают. За это время происходит прогрев пласта до температуры 150-170° С. Оставляют скважину на термокапиллярную пропитку на 35-40 сут. После термокапиллярной пропитки скважину переводят на отбор жидкости. Отслеживают изменение температуры и обводненности добываемой продукции. При снижении температуры добываемой продукции до граничной температуры 30–40° С или повышении обводненности продукции до 96–99 % закачку теплоносителя возобновляют, осуществляют закачку теплоносителя в объеме отобранной жидкости. После повторного прогрева возобновляют отбор жидкости. Далее циклы закачки и отбора повторяют.
Примеры практического применения.
Пример 1.
На послойно-зонально-неоднородной Вишневской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 136 м, со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 17 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 Мпа, нефтенасыщенностью 0,55 д. ед., пористостью 29 % (коэффициент пористости – 0,29 доли ед), проницаемостью 2,478 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м3, вязкостью 27000 мПа·с, определили продуктивные пласты, разделенные слабопродуктивным (непроницаемым) пропластком. Пробурили горизонтальную скважину длиной 700 м с размещением горизонтального участка ниже слабопродуктивного пропластка и выше водонефтяного контакта на 2 м с тремя дополнительными восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты. Расстояние между дополнительными восходящими стволами - 200 м.
Длина первого дополнительного ствола после выхода в верхний продуктивный пропласток – 10 м (общая длина - 15 м), второго – 25 м (общая длина - 30 м), третьего – 40 м (общая длина - 45 м). Далее произвели обсадку трех дополнительных восходящих стволов и основного горизонтального ствола скважины. Спустили в скважину насосно-компрессорные трубы с предварительно установленными напротив интервалов зарезки боковых восходящих стволов муфт для закачки теплоносителя. Закачали 39140 т теплоносителя - пара интенсивностью 90 т/сут, пласт прогрелся до 150° С.
Далее остановили закачку теплоносителя на термокапиллярную пропитку на 35 сут. После пропитки скважину перевели на отбор жидкости. Отслеживали изменение температуры и обводненности добываемой продукции. Когда температура добываемой продукции снизилась до 30 ° С, обводненность продукции поднялась до 94 %, отбор остановили, закачку пара возобновили. Отобрали 20000 т жидкости (600 т высоковязкой нефти и 19400 т воды). Закачали 20000 т теплоносителя - пара интенсивностью 105 т/сут, прогрели пласт до 165° С. Далее остановили закачку теплоносителя на термокапиллярную пропитку на 38 сут. После пропитки скважину перевели на отбор жидкости. Отслеживали изменение температуры и обводненности добываемой продукции. Отобрали 750 т высоковязкой нефти. Когда температура добываемой продукции снизилась до 40° С, обводненность продукции поднялась до 99 %, закачку пара возобновили. Циклы закачки и отбора повторили.
Пример 2.
На послойно-зонально-неоднородной Вишневской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 136 м, со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 20 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 Мпа, нефтенасыщенностью 0,55 д. ед., пористостью 29 % (коэффициент пористости – 0,29 доли ед), проницаемостью 2,478 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м3, вязкостью 27000 мПа·с, определили продуктивные пласты, разделенные слабопродуктивным (непроницаемым) пропластком. Пробурили горизонтальную скважину длиной 500 м с размещением горизонтального участка ниже слабопродуктивного пропластка и выше водонефтяного контакта на 2,5 м с двумя дополнительными восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты. Расстояние между дополнительными восходящими стволами - 150 м.
Длина первого дополнительного ствола после выхода в верхний продуктивный пропласток – 20 м (общая длина - 25 м), второго – 30 м (общая длина - 35 м). Далее произвели обсадку двух дополнительных восходящих стволов и основного горизонтального ствола скважины, спустили в скважину насосно-компрессорные трубы с предварительно установленными напротив интервалов зарезки боковых восходящих стволов муфт для закачки теплоносителя. Закачали 38400 т теплоносителя - пара интенсивностью 120 т/сут (в других примерах практического применения закачку осуществляли интенсивностью 100 т/сут), прогрели пласт примерно до 170° С.
Далее остановили закачку теплоносителя на термокапиллярную пропитку на 40 сут. После пропитки скважину перевели на отбор жидкости. Отслеживали изменение температуры и обводненности добываемой продукции. Отобрали 30000 т жидкости (300 т высоковязкой нефти и 29700 т воды). Когда температура добываемой продукции снизилась до 38 ° С, обводненность продукции поднялась до 96 %, отбор прекратили, закачку пара возобновили. Закачали 30000 т пара, пласт прогрелся до температуры 170°С, остановили на термокапиллярную пропитку на 40 сут. Циклы закачки и отбора повторили.
Предлагаемый способ повышает эффективность разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума за счет вовлечения в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, осложненных непроницаемыми пропластками, а также снижает материальные затраты за счет бурения одной горизонтальной скважины вместо бурения парных горизонтальных скважин.
Claims (1)
- Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума, включающий определение в залежи продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемыми пропластками, бурение в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты, расстояние между которыми определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, а также с возможностью размещения фильтров с регулируемым пропусканием, спускаемых в горизонтальную скважину перед закачкой теплоносителя на колонне труб и располагаемых напротив дополнительных восходящих стволов, а также пакеров, изолирующих межтрубное пространство горизонтальной скважины между дополнительными восходящими стволами и выше фильтров, определение физико-химических свойств, закачку теплоносителя и отбор продукции, отличающийся тем, что после пересечения и выхода дополнительных восходящих стволов в верхний продуктивный пропласток их проводят длиной 10-40 м вдоль слабопродуктивного пропластка, производят обсадку дополнительных восходящих стволов и основного горизонтального ствола скважины, спускают в скважину насосно-компрессорные трубы с предварительно установленными напротив интервалов зарезки боковых восходящих стволов муфтами для закачки теплоносителя, при этом сначала закачивают теплоноситель интенсивностью 90-120 т/сут, после этого закачку останавливают, оставляют скважину на термокапиллярную пропитку на 35-40 сут, после термокапиллярной пропитки скважину переводят на отбор жидкости, отслеживают изменение температуры и обводненности добываемой продукции, при снижении температуры добываемой продукции до граничной температуры 30–40°С или повышении обводненности продукции до 96–99% закачку теплоносителя возобновляют, осуществляют закачку теплоносителя в объеме отобранной жидкости, циклы закачки и отбора повторяют.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2021117123A RU2761799C1 (ru) | 2021-06-11 | 2021-06-11 | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2021117123A RU2761799C1 (ru) | 2021-06-11 | 2021-06-11 | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2761799C1 true RU2761799C1 (ru) | 2021-12-13 |
Family
ID=79175101
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2021117123A RU2761799C1 (ru) | 2021-06-11 | 2021-06-11 | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2761799C1 (ru) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
RU2306410C1 (ru) * | 2005-12-22 | 2007-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Способ термической разработки месторождений газовых гидратов |
RU2382183C1 (ru) * | 2008-11-11 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки многопластовой залежи нефти в поздней стадии с неустойчивыми породами покрышки и неоднородным коллектором |
WO2013170356A1 (en) * | 2012-05-17 | 2013-11-21 | Ben Nzekwu | Steam assisted gravity drainage system and method |
RU2582529C1 (ru) * | 2015-03-23 | 2016-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума |
RU2691234C2 (ru) * | 2017-10-12 | 2019-06-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
-
2021
- 2021-06-11 RU RU2021117123A patent/RU2761799C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2306410C1 (ru) * | 2005-12-22 | 2007-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Способ термической разработки месторождений газовых гидратов |
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 |
RU2382183C1 (ru) * | 2008-11-11 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки многопластовой залежи нефти в поздней стадии с неустойчивыми породами покрышки и неоднородным коллектором |
WO2013170356A1 (en) * | 2012-05-17 | 2013-11-21 | Ben Nzekwu | Steam assisted gravity drainage system and method |
RU2582529C1 (ru) * | 2015-03-23 | 2016-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума |
RU2691234C2 (ru) * | 2017-10-12 | 2019-06-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7422063B2 (en) | Hydrocarbon recovery from subterranean formations | |
US3692111A (en) | Stair-step thermal recovery of oil | |
US7621326B2 (en) | Petroleum extraction from hydrocarbon formations | |
US20060175061A1 (en) | Method for Recovering Hydrocarbons from Subterranean Formations | |
RU2527051C1 (ru) | Способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии | |
RU2442883C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти | |
RU2582251C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
RU2582529C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
CA3010530C (en) | Single well cross steam and gravity drainage (sw-xsagd) | |
RU2387819C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти и битума | |
RU2578137C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2343276C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
RU2289685C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязких нефтей или битума | |
RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2274741C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2657307C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
CA2748980C (en) | Method for extracting viscous petroleum crude from a reservoir | |
RU2761799C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
RU2441148C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
RU2693055C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
RU2691234C2 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2803344C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2803347C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2690586C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами |