RU2304707C1 - Method of developing high-viscosity oil pool - Google Patents
Method of developing high-viscosity oil pool Download PDFInfo
- Publication number
- RU2304707C1 RU2304707C1 RU2006109055/03A RU2006109055A RU2304707C1 RU 2304707 C1 RU2304707 C1 RU 2304707C1 RU 2006109055/03 A RU2006109055/03 A RU 2006109055/03A RU 2006109055 A RU2006109055 A RU 2006109055A RU 2304707 C1 RU2304707 C1 RU 2304707C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- injection
- producing
- reservoir
- formation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 16
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 41
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 41
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 22
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 35
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 22
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 22
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 abstract description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000032683 aging Effects 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 25
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к разработке небольших пластово-сводовых залежей высоковязких нефтей с тепловым воздействием на пласт.The invention relates to the development of small reservoir-vault deposits of highly viscous oils with thermal effects on the reservoir.
Известен способ разработки залежи нефти путем закачки газа в повышенные части залежи (И.М.Муравьев и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Недра. М., 1965, с.120-123).There is a method of developing an oil deposit by injecting gas into the elevated parts of the reservoir (I.M. Muraviev et al. Development and operation of oil and gas fields. Nedra. M., 1965, p.120-123).
Известный способ позволяет поддерживать давление в пласте при разработке месторождения, но при разработке залежи с высоковязкой нефтью не обеспечивает приемлемого притока в добывающую скважину.The known method allows you to maintain pressure in the reservoir during the development of the field, but when developing deposits with highly viscous oil does not provide an acceptable flow into the production well.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти путем закачки теплоносителя (горячей воды или пара) в пласт (И.М.Муравьев и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Недра. М., 1965, с.148).There is a method of developing deposits of highly viscous oil by pumping coolant (hot water or steam) into the reservoir (I.M. Muravyev and others. Development and operation of oil and gas fields. Nedra. M., 1965, p.148).
Известный способ позволяет разрабатывать месторождение с высоковязкой нефтью, но при падении пластового давления не обеспечивает приемлемого притока в добывающую скважину.The known method allows you to develop a field with high viscosity oil, but when the reservoir pressure drops, it does not provide an acceptable flow into the production well.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому способу является способ добычи вязкой нефти с пароциклической обработкой забоя скважины (Д.Г.Антониади, А.Р.Гарушев, В.Г.Ишханов. Настольная книга по термическим методам добычи нефти. "Советская Кубань". Краснодар, 2000, с.130-131), включающий закачку в пласт пара с воздухом, затем закачку одного воздуха, остановку скважины для капиллярной пропитки, по окончании выдержки отбор из скважины продукции с периодической подкачкой воздуха.The closest in technical essence and the achieved result to the proposed method is a method for producing viscous oil with a parocyclic treatment of the bottom of the well (D.G. Antoniadi, A.R. Garushev, V.G. Ishkhanov. Handbook on thermal methods of oil production. "Soviet Kuban ". Krasnodar, 2000, p.130-131), which includes injecting steam with air into the reservoir, then injecting one air, stopping the well for capillary impregnation, and at the end of the exposure, taking products from the well with periodic pumping of air.
Известный способ позволяет добывать вязкую нефть из скважины, снижая ее вязкость и поддерживая пластовое давление.The known method allows to produce viscous oil from the well, reducing its viscosity and maintaining reservoir pressure.
Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:
- низкий охват пласта тепловым воздействием и низкий коэффициент нефтеизвлечения из-за того, что не охвачен тепловым воздействием и вытеснением весь пласт между скважинами;- low reservoir thermal exposure and low oil recovery due to the fact that not covered by thermal exposure and displacement of the entire reservoir between wells;
- большие потери тепла из-за того, что после раздренирования призабойной зоны и снижения или прекращения притока нефти в скважину введенное в пласт тепло не совершает полезной работы, а теряется на нагрев непродуктивных пород;- large heat losses due to the fact that after the bottomhole zone is razed and the oil inflow into the well decreases or stops, the heat introduced into the formation does not do useful work, but is lost on heating unproductive rocks;
- недостаточное использование упругой энергии закаченного воздуха из-за рассредоточения его по площади пласта.- insufficient use of the elastic energy of the injected air due to its dispersal over the reservoir area.
Технической задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является увеличение охвата пласта тепловым воздействием и увеличение коэффициента нефтеизвлечения за счет прогрева всего пласта между скважинами и вытеснения из него нефти в добывающие скважины, снижение потерь тепла за счет использования прогретых зон вокруг нагнетательной и добывающей скважин при вытеснении нефти между ними и за счет снижения потерь тепла в кровлю пласта, более полное использование упругой энергии закаченного газа за счет накопления его в сводовой части залежи, интенсификация поступления продукции в добывающую скважину за счет использования гравитации.The technical problem to be solved by the claimed invention is directed is to increase the coverage of the formation by heat and increase the oil recovery coefficient by heating the entire formation between the wells and displacing oil from it into production wells, reducing heat loss through the use of heated zones around the injection and production wells at the displacement of oil between them and by reducing heat loss in the roof of the reservoir, a more complete use of the elastic energy of the injected gas due to its accumulation in the water part of the reservoir, the intensification of production in the producing well through the use of gravity.
Поставленная техническая задача решается описываемым способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим бурение скважин, закачку в них пара с воздухом, закачку воздуха, выдержку, отбор продукции, при этом вначале бурят скважины в сводовой части залежи, эксплуатируют их как нагнетательно-добывающие циклически с закачкой пара с воздухом, выдержкой и отбором продукции до раздренирования призабойной зоны, верхнюю скважину переводят под нагнетание газа, а ниже расположенные по пласту эксплуатируют как добывающие, при этом ниже добывающих скважин бурят еще ряд скважин и эксплуатируют их как нагнетательно-добывающие, добывающие скважины после выработки зоны залежи между ними и нагнетательной скважиной переводят под нагнетание газа, а нагнетательную при превышении расчетного давления останавливают, аналогичным образом ведут дальнейшую разработку сверху вниз по пласту до выработки залежи.The stated technical problem is solved by the described method of developing a highly viscous oil deposit, including drilling wells, injecting steam with air into them, injecting air, holding, selecting products, while first drilling the wells in the vault of the reservoir, operating them as injection-producing cyclically with steam injection with air, holding and selection of products before the bottom hole zone is drained, the upper well is transferred under gas injection, and lower ones located in the reservoir are operated as producing, while lower A number of wells are drilled and they are operated as injection-producing, production wells, after developing a deposit zone between them and the injection well, are transferred under gas injection, and the injection is stopped when the design pressure is exceeded, further development is conducted from top to bottom along the reservoir until the formation of the deposit .
Проведенные исследования показали, что бурение вначале скважин в сводовой части залежи, эксплуатация их как нагнетательно-добывающих циклически с закачкой пара с воздухом, выдержкой и отбором продукции до раздренирования призабойной зоны позволяет:The studies showed that the drilling of wells at the beginning of the reservoir at the beginning, their exploitation as injection-producing cyclically with the injection of steam with air, exposure and selection of products before the bottom hole zone razdrenie allows:
во-первых, прогреть призабойные зоны скважин за счет ввода в них пара и воздуха, который при окислении им нефти дополнительно повышает температуру и снижает ее вязкость;firstly, to warm the bottom zones of the wells by introducing steam and air into them, which, when oxidized by oil, additionally increases the temperature and reduces its viscosity;
во-вторых, раздренировать призабойные зоны скважин за счет отбора продукции из скважин после термокапиллярной пропитки во время выдержки, при которой горячий конденсат вытесняет, замещает нефть из мелких пор в крупные и высокопроницаемые слои;secondly, to drain the bottom-hole zones of the wells due to the selection of products from the wells after thermocapillary impregnation during holding, in which the hot condensate displaces, replaces the oil from small pores into large and highly permeable layers;
в-третьих, увеличить, а при отсутствии создать в сводовой части залежи газовую шапку (запас упругой энергии) за счет закаченного в пласт воздуха, который, как более легкий, стремится занять верхнюю часть пласта.thirdly, to increase, and in the absence to create a gas cap in the vault part of the reservoir (elastic energy reserve) due to the air pumped into the reservoir, which, as a lighter one, tends to occupy the upper part of the reservoir.
Перевод верхней скважины под нагнетание газа, а эксплуатация ниже расположенных по пласту как добывающие позволяет горячим конденсатом вытеснять нефть из нераздренированных зон пласта между нагнетательной и добывающими скважинами и перемещать ее к прогретым забоям добывающих скважин за счет давления газа в газовой шапке и гравитационного дренирования.Transferring the upper well to gas injection, and operating below the reservoir as producing allows hot condensate to displace oil from the undrained zones of the reservoir between the injection and production wells and move it to the warmed faces of the production wells due to gas pressure in the gas cap and gravity drainage.
При этом бурение ниже добывающих еще ряда скважин и эксплуатация их как нагнетательно-добывающие позволяет увеличить ниже по пласту охват его тепловым воздействием и раздренировать там призабойные зоны скважин за счет циклической эксплуатации с закачкой пара с воздухом, выдержкой и отбором продукции.At the same time, drilling below still producing a number of wells and operating them as injection-producing ones allows increasing the thermal impact below the formation and draining the bottom-hole zones there due to cyclic operation with steam injection with air, holding and selection of products.
Перевод добывающих скважин после выработки зоны залежи между ними и нагнетательной скважиной под нагнетание газа позволяет поддерживать пластовое давление за счет упругой энергии закаченного газа.Transfer of production wells after developing a reservoir zone between them and the injection well for gas injection allows maintaining reservoir pressure due to the elastic energy of the injected gas.
Остановка нагнетательной скважины при превышении расчетного давления позволяет предотвратить прорыв газа в непродуктивные пласты за счет ограничения давления в газовой шапке.Stopping the injection well when the design pressure is exceeded allows preventing gas breakthrough into non-productive formations by limiting the pressure in the gas cap.
Проведение дальнейшей разработки сверху вниз по пласту аналогичным образом позволяет выработать всю залежь за счет поинтервального прогрева и раздренирования призабойных зон скважин и последующего за этим прогрева и вытеснения нефти из нераздренированных между скважинами зон.Carrying out further development from top to bottom in the reservoir in a similar way allows you to develop the entire reservoir due to interval heating and drainage of the bottom-hole zones of the wells and subsequent heating and displacement of oil from undrained zones between the wells.
Совокупность отличительных признаков предлагаемого способа разработки залежи высоковязкой нефти позволяет увеличить охват пласта тепловым воздействием и увеличить коэффициент нефтеизвлечения, снизить потери тепла, более полно использовать упругую энергию закаченного газа и интенсифицировать поступление продукции в добывающую скважину.The set of distinctive features of the proposed method for developing a highly viscous oil reservoir allows increasing the thermal coverage of the formation and increasing the oil recovery coefficient, reducing heat loss, more fully using the elastic energy of the injected gas, and intensifying the flow of products into the producing well.
Из патентной и научно-технической литературы не известна заявляемая совокупность отличительных признаков. Следовательно, заявляемый способ соответствует критерию изобретения "изобретательский уровень".From the patent and scientific literature is not known the claimed combination of distinctive features. Therefore, the claimed method meets the criteria of the invention of "inventive step".
Способ осуществляют в следующей последовательности (совмещен с примером конкретного выполнения).The method is carried out in the following sequence (combined with an example of a specific implementation).
В сводовой части залежи высоковязкой нефти бурят ряд скважин и эксплуатируют их циклически как нагнетательно-добывающие с тепловым воздействием на пласт. Для этого через скважины закачивают в пласт пар с воздухом. При этом прогревается призабойная зона пласта за счет передачи ей тепла от закаченного пара и дополнительно за счет выделения тепла при окислении нефти кислородом воздуха и снижается вязкость нефти в ней. Кроме того, воздух способствует лучшему проникновению горячего конденсата в глубь пласта. После закачки пара с воздухом скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки, при которой происходит выравнивание температуры между паром и пластом, снижение температуры и давления способствует конденсации пара и происходит замещение в низкопроницаемых зонах нефти водой, а в зону конденсации устремляется оттесненная от призабойной зоны нефть. После выдержки из скважин отбирают продукцию. Операции закачка-выдержка-отбор, составляющие один цикл, повторяют до раздренирования призабойной зоны пласта. Объем, темп и давление закачки пара и воздуха, время выдержки, объем отобранной из скважины продукции в циклах, определяются расчетным или опытным путем с учетом глубины залегания, характеристик продуктивного пласта, свойств насыщающих его флюидов, близости водоносных пластов и других факторов и задаются отдельно в каждом конкретном случае.A number of wells are drilled in the vaulted part of the high-viscosity oil reservoir and they are exploited cyclically as injection-producing ones with thermal effect on the formation. For this, steam with air is pumped into the formation through the wells. In this case, the bottom-hole zone of the formation is heated due to the transfer of heat from injected steam to it and additionally due to heat generation during oil oxidation with atmospheric oxygen, and the oil viscosity in it decreases. In addition, air contributes to better penetration of hot condensate deep into the reservoir. After steam is injected with air, the wells are stopped for exposure to thermocapillary impregnation, at which the temperature between the steam and the formation is equalized, a decrease in temperature and pressure promotes condensation of the vapor and water is replaced in the low-permeability zones of the oil, and oil displaced from the bottom-hole zone rushes into the condensation zone. After exposure from wells, products are taken. The injection-exposure-selection operations, which make up one cycle, are repeated until the bottomhole formation zone is drained. The volume, pace and pressure of steam and air injection, the exposure time, the volume of products taken from the well in cycles are determined by calculation or experimentally taking into account the depth, characteristics of the reservoir, the properties of the fluids saturating it, the proximity of the aquifers and other factors and are set separately in each case.
Верхнюю скважину переводят под нагнетание газа (например, воздуха, азота, пластового газа и т.п.), а ниже расположенные по пласту эксплуатируют как добывающие. При этом газ, закачиваемый в газовую шапку, образовавшуюся при закачке воздуха в процессе эксплуатации верхней скважины как нагнетательно-добывающей, проталкивает сверху вниз по пласту к добывающим скважинам горячий конденсат, который вытесняет нефть из нераздренированных зон между нагнетательной и добывающими скважинами и перемещает ее к добывающим скважинам через зоны, прогретые при эксплуатации этих скважин как нагнетательно-добывающие, что снижает вязкость дренируемой нефти и облегчает ее поступление в ствол добывающих скважин. Кроме того, лучшему дренированию в ниже расположенные относительно нагнетательной добывающие скважины способствует сила гравитации. Выбор вида закачиваемого газа зависит от экономических и технологических факторов. Например, при опасности возникновения в пласте очага горения при закачке в него воздуха предпочтительнее закачивать инертный газ или, при наличии, пластовый газ.The upper well is transferred under injection of gas (for example, air, nitrogen, formation gas, etc.), and lower located in the reservoir operate as producing. In this case, gas injected into the gas cap generated during the injection of air during the operation of the upper well as an injection-producing one pushes hot condensate from top to bottom along the formation to the producing wells, which displaces oil from undrained zones between the injection and producing wells and moves it to the producing ones wells through zones heated during the operation of these wells as injection-producing, which reduces the viscosity of the drained oil and facilitates its entry into the trunk of the producing wells. In addition, gravity contributes to better drainage into lower relative to the injection wells. The choice of type of injected gas depends on economic and technological factors. For example, if there is a danger of a burning center in the formation when air is injected into it, it is preferable to pump an inert gas or, if available, formation gas.
Ниже добывающих скважин бурят еще ряд скважин и эксплуатируют их как нагнетательно-добывающие описанным образом, а добывающие скважины эксплуатируют до выработки зоны залежи между нагнетательной и добывающей скважинами и переводят их под нагнетание газа. Нагнетательную скважину останавливают при превышении расчетного давления, которое определяется с учетом опасности прорыва газа в добывающие скважины или нижележащие водоносные пласты.Below the production wells, a number of wells are drilled and operated as injection-producing wells in the described manner, and production wells are exploited until the reservoir zone is developed between the injection and production wells and transferred to gas injection. The injection well is stopped when the design pressure is exceeded, which is determined taking into account the risk of gas breakthrough into production wells or underlying aquifers.
Дальнейшую разработку залежи проводят сверху вниз по пласту, аналогично описанному образом до ее выработки.Further development of the deposit is carried out from top to bottom along the reservoir, similarly to the described method before its development.
По предлагаемому способу бурение вначале скважин в сводовой части залежи, эксплуатация их как нагнетательно-добывающих циклически с закачкой пара с воздухом, выдержкой и отбором продукции до раздренирования призабойной зоны, перевод верхней скважины под нагнетание газа, а эксплуатация ниже расположенных по пласту как добывающие, при этом бурение ниже добывающих еще ряда скважин и эксплуатация их как нагнетательно-добывающие, перевод добывающих скважин после выработки зон залежи между ними и нагнетательной скважиной под нагнетание газа, остановка нагнетательной при превышении расчетного давления, дальнейшая разработка сверху вниз по пласту аналогичным образом до выработки залежи позволяет увеличить охват пласта тепловым воздействием, снизить потери тепла в пласте, более полно использовать упругую энергию закаченного газа, интенсифицировать поступление продукции в добывающие скважины, увеличить коэффициент нефтеизвлечения и повысить эффективность разработки залежи высоковязкой нефти.According to the proposed method, drilling initially wells in the vault of the reservoir, exploiting them as injection-producing cyclically with steam injection with air, holding and taking products until the bottom hole is drilled, transferring the upper well to gas injection, and operating below the formation as production, this drilling below the production of a number of wells and their operation as injection-producing, transfer of production wells after developing zones of deposits between them and the injection well for injection ha a, stopping the injection when the design pressure is exceeded, further development from the top down the reservoir in a similar way to the development of the reservoir allows increasing the thermal coverage of the reservoir, reducing heat loss in the reservoir, making more full use of the elastic energy of the injected gas, intensifying the flow of products into production wells, increasing the coefficient oil recovery and increase the development efficiency of high-viscosity oil deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006109055/03A RU2304707C1 (en) | 2006-03-23 | 2006-03-23 | Method of developing high-viscosity oil pool |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006109055/03A RU2304707C1 (en) | 2006-03-23 | 2006-03-23 | Method of developing high-viscosity oil pool |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2304707C1 true RU2304707C1 (en) | 2007-08-20 |
Family
ID=38511966
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006109055/03A RU2304707C1 (en) | 2006-03-23 | 2006-03-23 | Method of developing high-viscosity oil pool |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2304707C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2334096C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of massive type high-viscosity oil pool development |
| RU2510455C2 (en) * | 2008-04-30 | 2014-03-27 | Уорлд Энерджи Системз Инкорпорейтед | Method for improving extraction of hydrocarbons |
| RU2580339C1 (en) * | 2014-12-09 | 2016-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Method for development massive type high-viscous oil deposit |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4434849A (en) * | 1978-09-07 | 1984-03-06 | Heavy Oil Process, Inc. | Method and apparatus for recovering high viscosity oils |
| US4787449A (en) * | 1987-04-30 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process in subterranean formations |
| RU2012789C1 (en) * | 1991-07-12 | 1994-05-15 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for mine development of oil field with nonuniform fractured reservoirs |
| RU2098615C1 (en) * | 1995-03-06 | 1997-12-10 | Казанский государственный технический университет им.А.Н.Туполева | Installation for extracting heavy viscous oil |
| RU2104393C1 (en) * | 1996-06-27 | 1998-02-10 | Александр Петрович Линецкий | Method for increasing degree of extracting oil, gas and other useful materials from ground, and for opening and control of deposits |
| RU2159317C1 (en) * | 1999-07-19 | 2000-11-20 | Кульчицкий Валерий Владимирович | Process of sinking and running of horizontal well |
| RU2191895C1 (en) * | 2001-04-25 | 2002-10-27 | ОАО Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method of increasing oil recovery from formation |
| RU2206728C1 (en) * | 2002-05-18 | 2003-06-20 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт (ОАО ВНИИнефть) | Method of high-viscocity oil production |
| RU2246001C1 (en) * | 2003-05-26 | 2005-02-10 | Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Method for extracting deposits of viscous oils and bitumens |
-
2006
- 2006-03-23 RU RU2006109055/03A patent/RU2304707C1/en active
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4434849A (en) * | 1978-09-07 | 1984-03-06 | Heavy Oil Process, Inc. | Method and apparatus for recovering high viscosity oils |
| US4787449A (en) * | 1987-04-30 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process in subterranean formations |
| RU2012789C1 (en) * | 1991-07-12 | 1994-05-15 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for mine development of oil field with nonuniform fractured reservoirs |
| RU2098615C1 (en) * | 1995-03-06 | 1997-12-10 | Казанский государственный технический университет им.А.Н.Туполева | Installation for extracting heavy viscous oil |
| RU2104393C1 (en) * | 1996-06-27 | 1998-02-10 | Александр Петрович Линецкий | Method for increasing degree of extracting oil, gas and other useful materials from ground, and for opening and control of deposits |
| RU2159317C1 (en) * | 1999-07-19 | 2000-11-20 | Кульчицкий Валерий Владимирович | Process of sinking and running of horizontal well |
| RU2191895C1 (en) * | 2001-04-25 | 2002-10-27 | ОАО Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method of increasing oil recovery from formation |
| RU2206728C1 (en) * | 2002-05-18 | 2003-06-20 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт (ОАО ВНИИнефть) | Method of high-viscocity oil production |
| RU2246001C1 (en) * | 2003-05-26 | 2005-02-10 | Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Method for extracting deposits of viscous oils and bitumens |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| АНТОНИАДИ Д.Г. и др. Настольная книга по термическим методам добычи нефти. - Краснодар: Советская Кубань, 2000, с.130-131. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2334096C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of massive type high-viscosity oil pool development |
| RU2510455C2 (en) * | 2008-04-30 | 2014-03-27 | Уорлд Энерджи Системз Инкорпорейтед | Method for improving extraction of hydrocarbons |
| RU2580339C1 (en) * | 2014-12-09 | 2016-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Method for development massive type high-viscous oil deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2350747C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2211318C2 (en) | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation | |
| CN101592028B (en) | A method of gas-assisted SAGD to recover super heavy oil | |
| RU2340768C2 (en) | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells | |
| CA2795659C (en) | Method for initiating circulation for steam assisted gravity drainage | |
| CN1321297C (en) | Method and system for exchanging ground energy, in particular for generating electric current | |
| CN105649588B (en) | The Method of Exploiting Heavy Oil Reservoir Using SAGD | |
| RU2237804C1 (en) | Method for extracting deposits of highly viscous oils and bitumens by slanted-horizontal wells | |
| RU2334095C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| US8387691B2 (en) | Low pressure recovery process for acceleration of in-situ bitumen recovery | |
| RU2199657C2 (en) | Underground-surface method of development of high- viscosity oil deposit | |
| US20110048005A1 (en) | Loop geothermal system | |
| CA2766838C (en) | Enhancing the start-up of resource recovery processes | |
| EA018256B1 (en) | Recovery of hydrocarbons using horizontal wells | |
| CN204252967U (en) | Hot dry rock multi cycle heating system | |
| RU2334098C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| RU2114289C1 (en) | Method for development of deposit with high-viscosity oil | |
| RU2227207C2 (en) | Method for extracting oil deposit with carbonate manifolds of low productiveness | |
| MX2014011204A (en) | Methods and systems for downhole thermal energy for vertical wellbores. | |
| RU97103294A (en) | METHOD FOR DEVELOPING A HIGH-VISCOUS OIL DEPOSIT | |
| RU2304707C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil pool | |
| US3707189A (en) | Flood-aided hot fluid soak method for producing hydrocarbons | |
| RU2070284C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| CN109915082A (en) | A device and method for exploiting offshore heavy oil reservoirs | |
| US9291042B2 (en) | Water injection method for assisting in recovery of heavy oil |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20120229 |
|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20140411 |