SU929819A1 - Method of mine-type working of oil deposits - Google Patents
Method of mine-type working of oil deposits Download PDFInfo
- Publication number
- SU929819A1 SU929819A1 SU782587791A SU2587791A SU929819A1 SU 929819 A1 SU929819 A1 SU 929819A1 SU 782587791 A SU782587791 A SU 782587791A SU 2587791 A SU2587791 A SU 2587791A SU 929819 A1 SU929819 A1 SU 929819A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- oil
- steam
- wells
- reservoir
- production
- Prior art date
Links
Landscapes
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Description
(54) СПОСОБ ШАХТНОЙ РАЗРАБОТКИ ПЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Изобретение относитс к разработке нефт ных месторождений, а именно к способу термошахтной добычи нефти, и может быть использовано в нефт ной промышленности . Наиболее эффективно насто шее изобретение может быть использовано при разработке месторождений с высоков зкими нефт ми и подвижными (текучими) битумами . В насто ш,ее врем такие месторождени не могут быть эффективно разработаны обычным способом, при котором добыча нефти осушествл етс скважинами, пробуренными с поверхнвет ми земли, достигаема нефтеотдача мала. Известен способ тер.мошахтной добычи нефти, при котором из буровых камер, расположенных выше нефтеносного пласта, бур т вертикальные и наклонные нагнетательные и эксплуатационные скважины. Через нагнетательные скважины в нефтеносный пласт подают теплоноситель, который вытесн ет нефть к забо м эксплуатационных скважин . .С забоев эксплуатационных скважин нефть поднимают в буровые камеры эрлифтным способом 1. Недостатком способа вл етс невысока эффективность процесса термошахтной добычи нефти в св зи с низким охватом пласта процессом вытес.нени . Известен также способ шахтной разработки нефт ной залежи, заключающийс в вытеснении нефти из пласта путем циклической подачи в пласт пара через нагнетательные скважины и циклического отбора нефти эксплуатационными скважинами 2. Недостатком известного способа вл етс низка нефтеотдача пласта, св заннй с неполным охватом его вытеснением при прорыве пара в эксплуатационные скважины . Цель изобретени - повышение нефтеотдачи пласта, за счет увеличени охвата его вытеснением при прорыве пара в эксплуатационные скважины. Достигаетс поставленна цель, тем, что отбор нефти осуш,ествл ют до выравнивани параметров пара (степени сухости и удельного объема) в эксплуатационных и нагнетательных скважинах. Сущность способа заключаетс в следующем . Закачка пара в пласт сопровождаетс постепенным повышением степени сухости и удельного объема пара в пористой среде, Изменение степени сухости и удельного объема пара происходит следующим образом . Степень сухости влажного пара есть относительное содержание паровой фазы в двухфазной системе, состо щей из насыщенного пара и наход щейс с ним в равновесии жидкости X Y2 Y -Ь Y2, где Y - масса жидкой фазы; Y - масса паровой фазы. Удельный объем влажного пара V (1-х) у1 + XV, где V,,V - удельные объемы насыщенного пара и наход щейс с ним в равновесе жидкости. Состо ние равновеси влажного пара определ етс двум параметрами, в качестве которых может быть выбрана люба пара переменных: давление Р, температура Т, удельный объем V, степень сухости X, кроме давлени и температуры, которые не вл ютс независимыми. При посто нных давлени х Р и температуре Т происходит постепенна конденсацй пара (уменьшаетс парова фаза - и увеличиваетс жидка фаза V), т. е. уменьшаетс объем единицы веса рабочего тела. Постепенное повышение степени сухости (X) и удельного объема пара V происходит по сравнению с параметрами X,V пара, которые были в пористой среде в нефтеносном пласте в зоне эксплуатационной скважины Б момент прорыва пара в эксплуатационную скважину. В этот момент параметры пара в указанном месте оказываютс существенно сниженными по сравнению с участками пласта в зоне нагнетательных скважин, поскольку процесс вытеснени нефти сопровождаетс интенсивным теплообменом при относительно малых скорост х перемещени . Максимального значени эти параметры достигнут тогда, когда состо ние пара в эксплуатационных скважинах окажетс таким же как в нагнетательных. Последующее прекращение отбора нефти или подачи пара, привод щие к конденсации его в пористой среде, вызовет тем большее увеличение притока нефти к зоне конденсации пара, чем больщее значение имели параметры пара до начала его конденсации. Достижение в эксплуатационных скважинах параметров пара, равных или близких к параметрам пара в нагнетательных скважинах становитс возможным в св зи с тем, что при термощахтной разработке нефтеносные пласты разбуривают плотной сеткой скважин с рассто ни ми между ними около 10-25 м. Более того, представл етс возможность бурить пологонаклонные и горизонтальные нагнетательные или эксплуатационные скважины непосредственно в нефтеносном пласте. Степень вскрыти пласта существенно повышаетс . Первоначально пар вытесн ет нефть в пласте из высЬкопроницаемых зон, каналов, каверн и трещин. При конденсации пара в пласте создаютс дополнительные перепады давлени , способствующие вытеснению нефти из более плотных, менее проницаемых участков нефтеносного пласта или блоков . породы в указанные каналы, каверны и трещины . При этом теплоноситель за счет фазового перехода интенсивно отдает тепло, породе пласта, понижа в зкость.содержащейс в ней нефти или поддержива достигнутую при предварительном разогреве нефтеносного пласта текучесть нефти. За счет перепада давлени между нагнетательными и эксплуатационными скважинами нефть вытесн ют в эксплуатационные скважины, а при конденсации следующих порций пара охватываютс вытеснением все новые участки нефтеносного пласта, что приводит к повышению нефтеотдачи. Особенно эффективно процесс вытеснени протекает тогда, когда параметры состо ни пара перед конденсацией близки к начальным. После прорыва пара в эксплуатационные скважины добыча нефти из них естественно снижаетс . Тем не менее производ т отбор нефти с паром с тем конденсатом, который уже образовалс в пласте в ходе вытеснени нефти, т. е. осуществл ют продувку пласта, повыша параметры состо ни выход шего пара X и V. При продувке тер етс определенное количество пара, но поскольку рассто ни между нагнетательной и эксплуатационной скважинами при термической разработке небольшие (10-20 м), процесс восстановлени параметров состо ни пара X, V происходит очень быстро (несколько минут). В некоторых случа х возможно, что повышение параметров состо ни выход щего пара будет осуществл тьс без вытеснени нефти. Тепловые потери при этом в силу отмеченного выше положени будут незначительными . Способ осуществл етс следующим образом . Создают совокупность подземных горных выработок, котора включает в себ подъемный и вентил ционный щахтные стволы , околоствольные выработки, штреки и рабочие галереи. Из указанных рабочих галерей бур т нагнетательные и эксплуатационные скважины . Нагнетательные и эксплуатационные скважины могут быть пробурены из одних и тех же рабочих галерей. Существо способа не измен етс , если нагнетание пара и отбор нефти будут осуществл тьс из различных рабочих галерей, расположенных на различных уровн х. Например, когда закачку пара производ т из горных выработок , расположенных выще эксплуатационной галереи. Эксплуатационную галерею размещают в нефтеносном пласте (как правило в средней или нижней част х пласта) или ниже его.Через нагнетательные скважины в нефтеносный пласт циклически закачивают пар дл равномерного распределени его по всему объему пласта и вытеснени нефти в эксплуатационные скважины к рабочей галерее.(54) METHOD OF MINE DEVELOPMENT OF PEPTLET FILES The invention relates to the development of oil fields, namely to the method of thermo-mine oil production, and can be used in the oil industry. The most effective present invention can be used in the development of deposits with highly viscous oils and mobile (flowing) bitumens. At present, its time such deposits cannot be effectively developed in the usual way, in which the oil production is carried out by wells drilled with the surface of the earth, oil recovery is low. There is a known method of thermal oil production, in which vertical and inclined injection and production wells are drilled from the drilling chambers located above the oil-bearing formation. Through injection wells, coolant is supplied to the reservoir, which displaces oil to the bottom of production wells. From the downhole of production wells, oil is lifted into the drilling chambers by an air-lift method 1. The disadvantage of the method is the low efficiency of the process of thermo-mining oil production due to the low coverage of the formation by the process of displacement. There is also known a method of mining the oil reservoir, which consists in displacing oil from the reservoir by cyclically introducing steam into the reservoir through injection wells and cyclically withdrawing oil from production wells 2. The disadvantage of this method is low oil recovery due to incomplete coverage of the repression during breakthrough steam in production wells. The purpose of the invention is to increase the oil recovery of the reservoir, due to the increase in the coverage of its displacement when steam breaks into production wells. The goal is achieved in that the extraction of oil is dried up before the steam parameters (the degree of dryness and specific volume) in the production and injection wells are equalized. The essence of the method is as follows. Steam injection into the reservoir is accompanied by a gradual increase in the degree of dryness and the specific volume of steam in a porous medium. The change in the degree of dryness and specific volume of steam proceeds as follows. The degree of dryness of wet steam is the relative content of the vapor phase in a two-phase system consisting of saturated steam and an equilibrium liquid with it X Y2 Y -L Y2, where Y is the mass of the liquid phase; Y is the mass of the vapor phase. The specific volume of wet vapor is V (1-х) у1 + XV, where V ,, V is the specific volume of saturated steam and the fluid in equilibrium with it. The equilibrium state of a wet vapor is determined by two parameters, for which any pair of variables can be chosen: pressure P, temperature T, specific volume V, degree of dryness X, except pressure and temperature, which are not independent. At constant pressure P and temperature T, the vapor condenses gradually (the vapor phase decreases and the liquid phase V increases), i.e. the volume of the unit weight of the working fluid decreases. A gradual increase in the degree of dryness (X) and the specific volume of steam V occurs in comparison with the parameters X and V of steam, which were in a porous medium in an oil-bearing formation in the area of the production well B, the moment of steam penetration into the production well. At this moment, the steam parameters at the specified location are significantly reduced compared to the formation areas in the area of injection wells, since the process of oil displacement is accompanied by intense heat exchange at relatively low displacement rates. The maximum value of these parameters is reached when the state of steam in production wells turns out to be the same as in injection wells. Subsequent cessation of oil recovery or steam supply, leading to its condensation in a porous medium, will cause the greater increase in oil inflow to the steam condensation zone, the more important the steam parameters were before it starts to condense. The achievement of steam parameters in production wells that are equal to or close to those of injection wells becomes possible due to the fact that during thermal mining, oil-bearing formations are drilled by a dense grid of wells with distances between them of about 10-25 m. Moreover, It is possible to drill gently sloping and horizontal injection or production wells directly in the oil-bearing formation. The degree of opening of the reservoir significantly increased. Initially, steam displaces oil in the reservoir from highly permeable zones, channels, cavities and fractures. When steam condensates in the reservoir, additional pressure drops are created that promote the displacement of oil from the denser, less permeable portions of the oil reservoir or blocks. rocks in the indicated channels, caverns and cracks. In this case, the coolant due to the phase transition intensively gives off heat to the formation rock, lowering the viscosity, oil containing in it, or maintaining the fluidity of oil achieved during preliminary heating of the oil-bearing formation. Due to the pressure differential between injection and production wells, oil is forced out into production wells, and upon condensation of the next portions of steam, all new sections of the oil-bearing formation are forced out, which leads to an increase in oil recovery. The displacement process is especially effective when the parameters of the vapor state before the condensation are close to the initial ones. After steam breaks into production wells, oil production from them naturally decreases. Nevertheless, oil is extracted with steam with that condensate that has already been formed in the reservoir during oil displacement, i.e., the reservoir is purged, increasing the parameters of the output steam X and V. When purging, a certain amount of steam is lost However, since the distance between the injection and production wells during thermal development is small (10-20 m), the process of restoring the parameters of the X, V vapor state occurs very quickly (several minutes). In some cases, it is possible that the increase in the state parameters of the outgoing steam will be carried out without displacing the oil. In this case, the heat losses due to the situation noted above will be insignificant. The method is carried out as follows. A set of underground mines is created, which includes lifting and ventilating external shafts, near-shaft mines, drifts and working galleries. From these working galleries, drilling and production wells are drilled. Injection and production wells can be drilled from the same working galleries. The essence of the method does not change if steam injection and oil extraction will be carried out from various working galleries located at different levels. For example, when steam is injected from mine workings located above the operating gallery. The operating gallery is placed in the oil-bearing formation (usually in the middle or lower part of the formation) or below it. Through injection wells, steam is cyclically pumped into the oil-bearing formation to evenly distribute it throughout the production volume to the working gallery.
Из эксплуатационных скважин разделенных на группы производ т циклический отбор нефти в рабочую галерею. Нефть вытесн ют из пласта паром до тех пор, пока не произойдет прорыв пара в эксплуатационные скважины. После этого эксплуатационные скважины не закрывают, как в известных способах, а осуществл ют прокачку пара в пласте, удал из него конденсат, образовавщийс в ходе вытеснени нефти, и повыща параметры состо ни выход щего пара, прежде всего степень сухости пара и удельный объем.From production wells divided into groups, cyclic oil is taken into the working gallery. Oil is forced out of the reservoir by steam until steam breaks into production wells. Thereafter, the production wells are not closed, as in the known methods, but they carry out steam pumping in the reservoir, removing condensate from it, which is formed during oil displacement, and raising the state parameters of the outgoing steam, first of all, the degree of dryness of the steam and the specific volume.
Когда параметры пара в эксплуатационных скважинах окажутс такими же, как и в нагнетательных, эксплуатационные скважины закрывают.When the steam parameters in the production wells are the same as in the injection wells, the production wells are closed.
За счет потерь тепла через кровлю и подощву нефтеносного пласта и уноса тепла с добываемой жидкостью происходит изменение параметров пара, пар конденсируетс . В зоне конденсации снижаетс давление, освобождаетс объем и нефть из окружающих зон притекает в зону конденсации. При конденсации пара в крупных порах, а также в кавернах и трещинах за счет дополнительных местных перепадов давлени создаютс благопри тные услови дл притока нефти из мелких пор нефтеносного пласта и его участков с ухудшенной проницаемостью.Due to the loss of heat through the roof and the basement of the oil-bearing formation and the entrainment of heat with the produced fluid, the steam parameters change, the steam condenses. In the condensation zone, the pressure decreases, the volume is released and oil from the surrounding zones flows into the condensation zone. During steam condensation in large pores, as well as in cavities and fractures, additional local pressure drops create favorable conditions for the flow of oil from the shallow pores of the oil-bearing formation and its areas with impaired permeability.
Благодар тому, что конденсируетс пар с предварительно повышенными состо ни ми параметров происходит интесивный приток нефти из отдельных участков, что увеличивает охват пласта вытеснением.Due to the fact that steam with preliminarily elevated parameters condenses, an intensive oil inflow from separate sections occurs, which increases the sweep coverage.
После полной конденсации пара и выравнивани давлени в пласте осуществл ют очередной цикл отбора нефти. Нефть потоком теплоносител уноситс в эксплуатационные скважины, в первую очередь, из зон повышенной проницаемости, каверн и трещин , куда она поступила из зон ухудшенной проницаемости.After complete steam condensation and pressure equalization in the reservoir, the next oil recovery cycle is carried out. The oil is transferred by the coolant flow to the production wells, primarily from high permeability zones, cavities and cracks, where it has come from areas of impaired permeability.
При последующих циклах отбора нефти линии тока (трассы движени ) пара расшир ютс , в результате чего увеличиваетс охват вытеснением и возрастает эффект от перекачки пара. Нефть из эксплуатационных скважин поступает в рабочие галереи откуда ее по закрытой системе сбора подают на поверхность, предварительно отделив ее от 5 гор чей воды, котора используетс на технологические нужды. Циклы закачки пара в пласт и отбора из них не одинаковы. Закачка пара в пласт более продолжительна. После создани совокупности подземных горных выработок, рабочих галерей иIn subsequent oil extraction cycles, the steam lines (motions) of the steam expand, causing the displacement coverage to increase and the effect of steam pumping to increase. Oil from production wells enters the working galleries, from where it is supplied to the surface through a closed collection system, having previously separated it from 5 hot water, which is used for technological needs. The cycles of steam injection into the reservoir and the selection of them are not the same. Steam injection into the reservoir is longer. After creating an aggregate of underground mine workings, working galleries and
бурени нагнетательных и эксплуатационных скважин способ осуществл ют реализацией следующих операций. drilling of injection and production wells, the method is carried out by implementing the following operations.
Через нагнетательные скважины в нефтеносный пласт под давлением от 1 до 20 кгс/смThrough injection wells in the oil-bearing formation under pressure from 1 to 20 kgf / cm
5 закачивают теплоноситель с интервалами времени от 10 до 30 суток с остановками такой же продолжительности.5 pump the coolant at intervals of time from 10 to 30 days with stops of the same duration.
Дл данного случа интервал времени закачки пара 15 суток, врем остановки 15 суток, давление нагнетани 3 кг/см. Все нагнетательные скважины раздел ют на две группы, закачку пара в каждую из которых осуществл ют поочередно с указанными выше интервалами времени закачки пара и остановки нагнетательных скважин.For this case, the steam injection time interval is 15 days, the stopping time is 15 days, and the discharge pressure is 3 kg / cm. All injection wells are divided into two groups, the injection of steam into each of which is carried out alternately with the above intervals for the injection of steam and the shutdown of injection wells.
5 Осуществл ют отбор жидкости (нефти и воды) из эксплуатационных скважин.5 A liquid (oil and water) is taken from production wells.
После промыва пара в эксплуатационные скважины осуществл ют прокачку пара в пласте до тех пор, пока параметры пара (степень сухости и удельный объем) в экс0 плуатационных скважинах не станут равными или близкими к параметрам пара в нагнетательных скважинах, дл чего на эксплуатационных скважинах устанавливают регул торы отбора, позвол ющие закрывать эксплуатационные скважины по достижении указанных параметров.After flushing the steam into production wells, steam is pumped into the formation until the steam parameters (degree of dryness and specific volume) in the production wells become equal to or close to those of the injection wells, for which the control wells are installed in the production wells sampling, allowing the production wells to be closed upon reaching the specified parameters.
Циклы закачки в пласт теплоносител и отбора нефти из различных групп эксплуатационных скважин повтор ют до экономически целесообразной выработки запасовThe cycles of injection into the reservoir of the coolant and oil recovery from various groups of production wells are repeated until the economically feasible development of reserves
0 нефти с разрабатываемого участка.0 oil from the developed area.
Цикл отбора нефти из эксплуатационных скважин состоит из времени работы скважины и времени ее остановки. Врем работы эксплуатационных скважин уже в первый цикл определ етс пуском их в работу иThe cycle of oil extraction from production wells consists of the time of the well and the time it stops. The operation time of production wells already in the first cycle is determined by putting them into operation and
остановкой после выравнивани параметров пара в эксплуатационной и нагнетательной скважинах. stopping after equalization of steam parameters in production and injection wells.
Дл оценки эффективности предлагаемого способа термошахтной добычи нефтиTo assess the effectiveness of the proposed method of thermo mine oil extraction
0 проведем его сопоставление с известным способом . В обоих случа х закачиваетс пар одинаковых параметров степень сухости 0,2; давление нагнетание 3 кгс/см. В известном способе эксплуатационные скважины отключаютс при степени сухости пара 0,1 в предлагаемом способе при 0,2.0 we will carry out its comparison with a known method. In both cases, pairs of identical parameters are injected; degree of dryness is 0.2; discharge pressure 3 kgf / cm. In the known method, production wells are shut off when the degree of steam dryness is 0.1 in the proposed method at 0.2.
По диаграмме состо ни пара дл 3 кгс/см при степени сухости 0,1 удельныйAccording to the steam state diagram for 3 kgf / cm with a degree of dryness of 0.1 specific
объем пара равен 0,06 , при степени сухости 0,2-0,12 .steam volume is 0.06, with a degree of dryness of 0.2-0.12.
В обоих случа х при полной конденсации 1 кг пара занимаемый конденсатом объем равен 0,001 м. При степени сухости пара 0,2 разность удельных объемов равна 0,119 м/кг, при степени сухости пара равна 0,059 мз/кг.In both cases, with full condensation of 1 kg of steam, the volume occupied by the condensate is 0.001 m. With a degree of steam dryness of 0.2, the difference in specific volumes is 0.119 m / kg, with a degree of steam dryness equal to 0.059 m3 / kg.
Разность удельных объемов при степени сухости 0,1 и 0,2 равна 0,06. Коэффициент охвата пласта вытеснением в этом случае повышаетс от 0,63 до 0,69. Коэффициент вытеснени соответственно составит 0,70 и 0,71, а достигаема нефтеотдача 0,63-0,7 0,44 и 0,71-0,69 0,49.The difference in specific volumes with a degree of dryness of 0.1 and 0.2 is 0.06. The displacement coverage rate in this case rises from 0.63 to 0.69. The displacement coefficient will be 0.70 and 0.71, respectively, and the oil output will be 0.63-0.7 0.44 and 0.71-0.69 0.49.
Расчет представлен в таблице 1.The calculation is presented in table 1.
Claims (2)
Priority Applications (4)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU782587791A SU929819A1 (en) | 1978-03-16 | 1978-03-16 | Method of mine-type working of oil deposits |
CA323,455A CA1105379A (en) | 1978-03-16 | 1979-03-15 | Thermal-mining method of oil production |
FR7906758A FR2420025A1 (en) | 1978-03-16 | 1979-03-16 | Petroleum prodn. by hot fluid injection from mine system - with controlled injection and prodn. periods |
JP3095879A JPS583119B2 (en) | 1978-03-16 | 1979-03-16 | Hot oil extraction method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU782587791A SU929819A1 (en) | 1978-03-16 | 1978-03-16 | Method of mine-type working of oil deposits |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU929819A1 true SU929819A1 (en) | 1982-05-23 |
Family
ID=20752407
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU782587791A SU929819A1 (en) | 1978-03-16 | 1978-03-16 | Method of mine-type working of oil deposits |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JPS583119B2 (en) |
SU (1) | SU929819A1 (en) |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP7183085B2 (en) | 2019-03-14 | 2022-12-05 | 株式会社東芝 | Mobile behavior registration device, mobile behavior registration system, mobile behavior registration method, mobile behavior registration program, and mobile behavior determination device |
-
1978
- 1978-03-16 SU SU782587791A patent/SU929819A1/en active
-
1979
- 1979-03-16 JP JP3095879A patent/JPS583119B2/en not_active Expired
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JPS5585795A (en) | 1980-06-28 |
JPS583119B2 (en) | 1983-01-19 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2287677C1 (en) | Method for extracting oil-bitumen deposit | |
US4344485A (en) | Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids | |
US3804169A (en) | Spreading-fluid recovery of subterranean oil | |
RU2350747C1 (en) | Method of oil deposit development | |
US3515213A (en) | Shale oil recovery process using heated oil-miscible fluids | |
SU1082332A3 (en) | Method for working oil deposits | |
US4099783A (en) | Method for thermoshaft oil production | |
US3847219A (en) | Producing oil from tar sand | |
US3412794A (en) | Production of oil by steam flood | |
US2946382A (en) | Process for recovering hydrocarbons from underground formations | |
US4227743A (en) | Method of thermal-mine recovery of oil and fluent bitumens | |
US3129758A (en) | Steam drive oil production method | |
US2876838A (en) | Secondary recovery process | |
RU2211318C2 (en) | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation | |
RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
US3707189A (en) | Flood-aided hot fluid soak method for producing hydrocarbons | |
US4040483A (en) | Recovery of oil by circulating hot fluid through a gas-filled portion of a network interconnected fractures | |
RU2342520C2 (en) | Method of development of hydrocarbon deposits (versions) | |
SU929819A1 (en) | Method of mine-type working of oil deposits | |
CA1112561A (en) | Method of thermal-mine recovery of oil and fluent bitumens | |
RU2199657C2 (en) | Underground-surface method of development of high- viscosity oil deposit | |
CA1105379A (en) | Thermal-mining method of oil production | |
US3384172A (en) | Producing petroleum by forward combustion and cyclic steam injection | |
RU2683458C1 (en) | Highly viscous oil or bitumen deposit development method | |
RU2693055C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones |