RU2425969C1 - Development method of high-viscous oil deposit - Google Patents
Development method of high-viscous oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2425969C1 RU2425969C1 RU2010134306/03A RU2010134306A RU2425969C1 RU 2425969 C1 RU2425969 C1 RU 2425969C1 RU 2010134306/03 A RU2010134306/03 A RU 2010134306/03A RU 2010134306 A RU2010134306 A RU 2010134306A RU 2425969 C1 RU2425969 C1 RU 2425969C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- horizontal
- well
- injection
- wells
- combustion
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 65
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 65
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 50
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 29
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 26
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 23
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 23
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 10
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims abstract description 10
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 claims abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract 8
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 8
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 claims description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 36
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 20
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 229910052702 rhenium Inorganic materials 0.000 description 1
- WUAPFZMCVAUBPE-UHFFFAOYSA-N rhenium atom Chemical compound [Re] WUAPFZMCVAUBPE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- -1 steam Substances 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity oil.
Известен способ разработки нефтебитумной залежи (патент РФ №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.11.2006), включающий проводку в пласте двух горизонтальных стволов параллельно между собой, закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины.There is a method of developing an oil bitumen deposit (RF patent No. 2287677, IPC ЕВВ 43/24, published on November 20, 2006), including wiring two horizontal shafts in a formation parallel to each other, injecting steam into the upper injection well and selecting products from the lower producing well.
Основным недостатком известного способа является низкая эффективность процесса, особенно в тонких пластах из-за больших тепловых потерь, невозможности контролировать распространение фронта горения.The main disadvantage of this method is the low efficiency of the process, especially in thin layers due to large heat losses, the inability to control the propagation of the combustion front.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа, включающий бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара в чередовании с воздухом через вышерасположенные горизонтальные нагнетательные скважины, отбор нефти через нижерасположенные горизонтальные добывающие скважины (Патент РФ №2334096, опубл. 20.09.2008 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing a highly viscous oil reservoir of a massive type, including drilling horizontal injection and production wells, injecting steam alternating with air through upstream horizontal injection wells, oil extraction through downstream horizontal production wells (RF Patent No. 2334096, publ. September 20, 2008 - prototype).
Основным недостатком известного способа является низкая эффективность процесса вытеснения высоковязкой нефти из-за неравномерного прогрева пласта по всему интервалу горизонтального ствола агентом воздействия, невозможности контролировать и регулировать распространение фронта горения.The main disadvantage of this method is the low efficiency of the process of displacing highly viscous oil due to uneven heating of the formation throughout the horizontal bore interval by the exposure agent, the inability to control and regulate the propagation of the combustion front.
Под высоковязкими нефтями подразумевают продукцию скважины с плотностью больше 0,870 кг/см3, т.е. к ним относятся и тяжелые, и битуминозные нефти (см. ГОСТ Р 51858-2002).High viscosity oils mean well production with a density of more than 0.870 kg / cm 3 , i.e. these include both heavy and bituminous oils (see GOST R 51858-2002).
Технической задачей настоящего изобретения является повышение нефтеотдачи, т.е. эффективности процесса вытеснения высоковязких нефтей и битумов, в том числе путем увеличения охвата пласта агентом воздействия за счет последовательной отработки всего пласта с поддержанием высокой проницаемости с возможностью контроля и регулирования фронта горения.An object of the present invention is to enhance oil recovery, i.e. the efficiency of the process of displacing highly viscous oils and bitumen, including by increasing the coverage of the formation with an exposure agent by sequential mining of the entire formation while maintaining high permeability with the ability to control and regulate the combustion front.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем строительство добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта, нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, согласно изобретению нагнетательную горизонтальную скважину располагают над добывающей горизонтальной скважиной на расстоянии не менее 5 м, производят прогрев призабойной зоны обеих горизонтальных скважин до создания гидродинамической связи между скважинами и достижения температуры окисления высоковязкой нефти в районе нагнетательной скважины, после снижения вязкости нефти до текучести в районе горизонтального участка горизонтальной добывающей скважины производят отбор нагретой продукции, создавая зону перепада давления между районом горизонтального участка добывающей скважины и районом горизонтального участка нагнетательной скважины, параллельно при достижении температуры окисления нефти производят закачку кислорода или кислородсодержащей смеси в нагнетательную горизонтальную скважину для осуществления инициации внутрипластового горения, после возгорания закачку кислорода или кислородсодержащей смеси чередуют с закачкой горячей воды или перегретого пара в пропорциях, не приводящих к прекращению внутрипластового горения, при распространении фронта горения и отработки зон продуктивного пласта закачку кислорода или кислородсодержащей смеси в нагнетательную горизонтальную скважину увеличивают в 2 и более раз в зависимости от удаления фронта горения от нагнетательной горизонтальной скважины, вертикальные скважины вокруг горизонтальных скважин на расстоянии до 250 м переводят в категорию контролирующих и используют для закачки теплоносителя одновременно с закачкой теплоносителя в горизонтальные скважины или под отбор продукции при инициации горения в нагнетательной скважине, при увеличении температуры в одной из контролирующих скважин выше допустимой ее переводят под нагнетание негорючего агента до снижения температуры, параллельно из вертикальных скважин, находящихся за фронтом внутрипластового горения со стороны нагнетательной скважины, отбирают газы горения с сохранением давления на уровне пластового для обеспечения равномерного распространение фронта горения вокруг горизонтального ствола нагнетательной горизонтальной скважины.The problem is solved in that in the method of developing a highly viscous oil deposit, including the construction of a horizontal producing well in the area of the sole of the producing formation, horizontal injection well above the horizontal producing well, injection of coolant into the injection well and selection of formation products from the producing well, according to the invention, a horizontal horizontal well positioned above the producing horizontal well at a distance of not less than 5 m; zones of both horizontal wells before creating a hydrodynamic connection between the wells and reaching the oxidation temperature of high-viscosity oil in the area of the injection well, after reducing the viscosity of the oil to fluidity in the area of the horizontal section of the horizontal producing well, heated products are selected, creating a pressure differential zone between the horizontal section of the producing well and area of the horizontal section of the injection well, in parallel, when the temperature of oil oxidation reaches injecting oxygen or an oxygen-containing mixture into a horizontal injection well to initiate in-situ combustion; after ignition, the injection of oxygen or an oxygen-containing mixture is alternated with the injection of hot water or superheated steam in proportions that do not stop the in-situ combustion, when the combustion front propagates and the zones of the productive formation propagate the injection of oxygen or an oxygen-containing mixture into a horizontal injection well is increased by 2 or more times depending If the front of the combustion is removed from the horizontal injection well, vertical wells around horizontal wells at a distance of up to 250 m are transferred to the category of control wells and are used to pump the coolant at the same time as the coolant is injected into horizontal wells or for product selection during combustion initiation in the injection well, with increasing temperature in one of the control wells above the permissible value, it is transferred under injection of a non-combustible agent until the temperature drops, in parallel x wells beyond the front situ combustion from the injection well, the combustion gases are withdrawn from the retaining pressure at the reservoir to ensure uniform distribution of the combustion front horizontal shaft around a horizontal injection wells.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Основным недостатком известных способов разработки залежи высоковязкой нефти является низкая эффективность процесса вытеснения высоковязкой нефти из-за неравномерного прогрева пласта по всему интервалу горизонтального ствола агентом воздействия, невозможности контролировать и регулировать распространение фронта горения. В результате нефтеотдача остается на низком уровне. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи месторождения высоковязкой нефти. Задача решается следующим образом.The main disadvantage of the known methods for developing a highly viscous oil deposit is the low efficiency of the process of displacing high-viscous oil due to uneven heating of the formation along the entire horizontal bore interval by the exposure agent, and the inability to control and regulate the propagation of the combustion front. As a result, oil recovery remains low. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits of highly viscous oil. The problem is solved as follows.
Строят нагнетательную скважину в виде горизонтальной, расположенной над добывающей на расстоянии не менее 5 м, производят прогрев призабойной зоны обеих горизонтальных скважин (закачкой пара, электронагревателями и т.п.) до создания гидродинамической связи между скважинами и достижения температуры окисления высоковязкой нефти в районе нагнетательной скважины.An injection well is built in the form of a horizontal well located at least 5 m above the production well, the bottom-hole zone of both horizontal wells is heated (steam injection, electric heaters, etc.) to create a hydrodynamic connection between the wells and to reach the oxidation temperature of highly viscous oil in the injection area wells.
Вокруг пары горизонтальных скважин на расстоянии до 250 метров выделяют существующие либо бурят новые вертикальные скважины, в которых одновременно с горизонтальными скважинами ведут попеременную закачку теплоносителя и отбор продукции для раздренирования призабойной зоны.Around a pair of horizontal wells, at a distance of up to 250 meters, existing vertical wells are drilled or new vertical wells are drilled, in which, simultaneously with horizontal wells, the coolant is alternately pumped and products are selected for bottom hole drainage.
При достижении температуры окисления в нагнетательной горизонтальной скважине инициируют внутрипластовое горение, нижнюю добывающую горизонтальную скважину переводят под отбор продукции.When the oxidation temperature is reached in the injection horizontal well, in-situ combustion is initiated, the lower producing horizontal well is transferred for production selection.
Для интенсификации расширения зоны горения вокруг нагнетательной горизонтальной скважины из вертикальных скважин осуществляют регулируемый отбор продукции (жидкости и газов горения) для создания депрессионных зон, либо производят закачку теплоносителя и/или окислителя для создания условий горения в данной зоне.To intensify the expansion of the combustion zone around the horizontal injection well from vertical wells, controlled selection of products (combustion liquids and gases) is carried out to create depression zones, or the coolant and / or oxidizer are injected to create combustion conditions in this zone.
При увеличении температуры в одной из вертикальных скважин выше допустимой ее переводят под нагнетание негорючего агента (воду, пар, газы горения) для увеличения давления выше пластового, одновременно из других окружающих вертикальных скважин ведут отбор продукции (жидкости и газов горения) с сохранением давления на уровне пластового, тем самым обеспечивая равномерное распространение зоны горения вокруг горизонтального ствола.If the temperature in one of the vertical wells exceeds the permissible one, it is transferred under injection of a non-combustible agent (water, steam, combustion gases) to increase the pressure above the reservoir, while products (liquid and combustion gases) are selected from other surrounding vertical wells while maintaining the pressure at the level reservoir, thereby ensuring uniform distribution of the combustion zone around the horizontal trunk.
Допустимой является температура, при которой не происходит негативное влияние на конструкцию скважины.Allowable is the temperature at which there is no negative impact on the design of the well.
Пример конкретного выполненияConcrete example
На фигурах показана схема реализации способа разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения.The figures show a diagram of an implementation of a method for developing a highly viscous oil reservoir using in situ combustion.
На фигуре 1 показано: горизонтальная нагнетательная скважина 1; горизонтальная добывающая скважина 2; продуктивный пласт 3; зона горения 4; зона распространения фронта горения 5; зона продвижения нагретой скважинной среды 6.The figure 1 shows: horizontal injection well 1; horizontal production well 2;
На фигуре 2 показано: горизонтальная нагнетательная скважина 1; горизонтальная добывающая скважина 2; продуктивный пласт 3; зона горения 4; зона распространения фронта горения 5; зона продвижения нагретой скважинной среды 6; вертикальные контролирующие скважины 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26.The figure 2 shows: horizontal injection well 1; horizontal production well 2;
Разрабатывают участок на Мордово-Кармальском месторождении республики Татарстан. На Мордово-Кармальском месторождении с высоковязкой нефтью на глубине 90 м находятся неоднородные пласты толщиной 8-15 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, водонасыщенностью 0,34 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 0,365 мкм2, насыщенные нефтью, имеющей плотность 956 кг/м3 и вязкость 10206 мПа·с.A site is being developed at the Mordovo-Karmal deposit of the Republic of Tatarstan. In the Mordovo-Karmal deposit with high-viscosity oil at a depth of 90 m, heterogeneous formations are 8-15 m thick with a temperature of 8 ° C, a pressure of 0.5 MPa, a water saturation of 0.34 units, a porosity of 30%, and a permeability of 0.365 μm 2 . saturated with oil having a density of 956 kg / m 3 and a viscosity of 10206 MPa · s.
На участке бурят горизонтальную добывающую скважину 2 длиной 100 метров в области подошвы продуктивного пласта 3. Затем на расстоянии 8 метров от горизонтального участка горизонтальной добывающей скважины 2 параллельно бурят горизонтальную нагнетательную скважину 1. Затем после подготовки скважин 1 и 2 к эксплуатации производят закачку пара с температурой 230°С в обе горизонтальные скважины 1 и 2 одновременно для создания между нагнетательной горизонтальной 1 и добывающей горизонтальной 2 скважинами гидродинамической связи и достижения температуры окисления высоковязкой нефти в пласте 3. После того, как вязкость нефти снизилась до текучести вследствие закачки пара в районе горизонтального участка горизонтальной добывающей скважины 2, производят отбор нагретой продукции, тем самым создавая зону перепада давления в районе горизонтального участка добывающей скважины 2 и горизонтальной нагнетательной скважины 1. Параллельно при достижении температуры окисления нефти производят закачку кислорода или кислородсодержащей смеси для осуществления инициации внутрипластового горения. Закачку кислорода производят при давлении, равном 5 МПа. Далее, после того как произошло возгорание, закачку кислорода или кислородсодержащей смеси чередуют с закачкой горячей воды или перегретого пара. В связи с созданием искусственной зоны перепада давления между участками горизонтальной нагнетательной 1 и горизонтальной добывающей 2 скважинами фронт горения 4 происходит равномерно по пласту в сторону горизонтальной добывающей скважины 2. Это объясняется тем, что давление в районе нагнетательной скважины 1 выше давления района горизонтальной добывающей скважины 2, этот перепад вызван отбором нагретой перегретым паром продукции. При распространении фронта горения 4 и отработки зон продуктивного пласта 3 закачку окислителя в нагнетательную горизонтальную скважину увеличивают в 2 и более раз, в зависимости от удаления фронта горения от нагнетательной горизонтальной скважины 1.A horizontal production well 2 with a length of 100 meters is drilled at the site in the area of the bottom of the producing
Вследствие того, что максимальный перепад давлений возникает между зоной пониженного давления у добывающей скважины 2 и зоной повышенного давления у кровли пласта 3, продукция пласта по всей толщине будет направлена в сторону добывающей скважины 2, откуда она отбирается на поверхность. За счет этого происходит регулирование потока флюида (продукции пласта 3) от кровли пласта 3 к добывающей скважине 2, тем самым повышая коэффициент нефтеизвлечения из пласта 3.Due to the fact that the maximum pressure drop occurs between the zone of reduced pressure at the producing well 2 and the zone of increased pressure at the roof of the
Для достижения качественного и своевременного контроля и регулирования процесса внутрипластового горения вокруг горизонтальных скважин привлекают в разработку способа вертикальные оценочные скважины 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, расположенные по любой сетке скважин от горизонтальных скважин 1 и 2, которые переводят в категорию контролирующих и используют для закачки в ближний ряд теплоносителя одновременно с горизонтальными скважинами 1 и 2 для создания гидродинамической связи между скважинами, и под отбор продукции при инициации горения в нагнетательной скважине 1. При увеличении температуры в одной из оценочных скважин, например в скважине 10 (фиг.2), выше допустимой ее переводят под нагнетание негорючего агента до снижения температуры. Параллельно из вертикальных скважин 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, находящихся за фронтом 4 внутрипластового горения со стороны нагнетательной скважины, отбирают газы горения. Параллельно из вертикальных скважин, находящихся за фронтом внутрипластового горения со стороны нагнетательной горизонтальной скважины, отбирают газы горения с сохранением давления на уровне пластового для увеличения давления выше пластового, тем самым обеспечивая равномерное распространение камеры горения вокруг горизонтального ствола.To achieve high-quality and timely control and regulation of the in-situ combustion process around horizontal wells,
Для улучшения продвижения фронта горения и поддержания роста давления в нагнетательную горизонтальную скважину одновременно или последовательно с рабочим агентом закачивают горячую воду или перегретый пар в пропорциях, не приводящих к прекращению внутрипластового горения.To improve the progress of the combustion front and maintain the pressure increase, hot water or superheated steam is pumped simultaneously or sequentially with the working agent into proportions that do not lead to the cessation of in-situ combustion.
Предложенный способ позволяет за счет увеличения площади прогрева пласта на начальной стадии способа, последовательного переноса очага горения в вертикальные скважины, контроля температуры горения и регулирования направления продвижения фронта горения и потока флюида (продукции пласта) создавать равномерный охват пласта внутрипластовым горением, что, в конечном результате, ведет к повышению коэффициента извлечения нефти, снижению энергетических затрат и экологической нагрузки (решается вопрос утилизации газов горения и попутной воды).The proposed method allows, by increasing the area of heating of the formation at the initial stage of the method, sequentially transferring the combustion focus to vertical wells, controlling the temperature of combustion and controlling the direction of advancement of the combustion front and fluid flow (production of the formation), to create uniform coverage of the formation by in-situ combustion, which, in the end, leads to an increase in the oil recovery coefficient, lower energy costs and environmental load (the issue of utilizing combustion gases and associated gas dy).
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи высоковязкой нефти.The application of the proposed method will improve oil recovery deposits of highly viscous oil.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010134306/03A RU2425969C1 (en) | 2010-08-18 | 2010-08-18 | Development method of high-viscous oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010134306/03A RU2425969C1 (en) | 2010-08-18 | 2010-08-18 | Development method of high-viscous oil deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2425969C1 true RU2425969C1 (en) | 2011-08-10 |
Family
ID=44754609
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010134306/03A RU2425969C1 (en) | 2010-08-18 | 2010-08-18 | Development method of high-viscous oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2425969C1 (en) |
Cited By (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2013056342A1 (en) * | 2011-10-21 | 2013-04-25 | Nexen Inc. | Steam assisted gravity drainage processes with the addition of oxygen addition |
| US20130098603A1 (en) * | 2011-10-21 | 2013-04-25 | Nexen Inc. | Steam Assisted Gravity Drainage Processes With The Addition of Oxygen Addition |
| RU2494242C1 (en) * | 2012-03-23 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit using in-situ combustion |
| RU2504647C2 (en) * | 2012-03-29 | 2014-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") | Method of high-viscosity oil pool development |
| RU2509880C1 (en) * | 2012-10-02 | 2014-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposits of viscous oils and bitumens |
| RU2527051C1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect |
| RU2555163C1 (en) * | 2014-01-21 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Коми" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells |
| RU2560016C1 (en) * | 2014-07-04 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method to produce high-viscosity oil and bitumen |
| RU2564332C1 (en) * | 2014-09-24 | 2015-09-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method to develop deposit of hydrocarbon fluids |
| RU2563892C1 (en) * | 2014-08-26 | 2015-09-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method of development of hydrocarbon fluid deposit |
| RU2578140C1 (en) * | 2015-01-26 | 2016-03-20 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method for development of deposits of natural high-viscosity hydrocarbon fluids |
| RU2578141C1 (en) * | 2014-12-30 | 2016-03-20 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
| RU2581071C1 (en) * | 2015-01-28 | 2016-04-10 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (сокращенно-ФГАОУВПО) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
| RU2597040C1 (en) * | 2015-07-28 | 2016-09-10 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
| RU2597041C1 (en) * | 2015-08-20 | 2016-09-10 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
| RU2603795C1 (en) * | 2015-07-28 | 2016-11-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method of development of hydrocarbon fluids (12) |
| RU2604073C1 (en) * | 2015-11-16 | 2016-12-10 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВО КФУ) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
| RU2605993C1 (en) * | 2015-10-15 | 2017-01-10 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВО КФУ) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
| RU2615554C1 (en) * | 2016-04-12 | 2017-04-05 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Method of hydrocarbon fluid pool development under thermal stimulation |
| RU2634135C2 (en) * | 2012-05-31 | 2017-10-24 | Ин Ситу Апгрейдинг Текнолоджис Инк. | In situ completed upgrading by injecting hot fluid medium |
| RU2679423C1 (en) * | 2018-04-04 | 2019-02-08 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals |
| RU2706154C1 (en) * | 2019-01-10 | 2019-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high viscous oil or bitumen deposit |
Citations (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4787449A (en) * | 1987-04-30 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process in subterranean formations |
| US5246071A (en) * | 1992-01-31 | 1993-09-21 | Texaco Inc. | Steamflooding with alternating injection and production cycles |
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| RU2066744C1 (en) * | 1993-06-17 | 1996-09-20 | Александр Константинович Шевченко | Method for intensification of oil recovery |
| RU2085715C1 (en) * | 1994-07-18 | 1997-07-27 | Гамбар Закиевич Закиев | Method for development of high-viscous oil and bitumen deposits |
| RU2103487C1 (en) * | 1996-07-05 | 1998-01-27 | Дочернее предприятие "Астраханьгазпром" Российского акционерного общества "Газпром" | Method for development of tectonically screened oil-gas deposit |
| RU2132457C1 (en) * | 1997-04-02 | 1999-06-27 | Напалков Владислав Николаевич | Method for development of bitumen deposits |
| RU2151862C1 (en) * | 1998-11-16 | 2000-06-27 | Региональный научно-технологический центр Урало-Поволжья (РНТЦ ВНИИнефть) | Method of development of heavy oil and natural bitumen fields |
| RU2180387C1 (en) * | 2001-04-10 | 2002-03-10 | Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Process of construction of horizontal well and methods of opening and exploitation of hydrocarbon field with aid of horizontal well |
| RU2237804C1 (en) * | 2003-04-29 | 2004-10-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт" им. А.П. Крылова | Method for extracting deposits of highly viscous oils and bitumens by slanted-horizontal wells |
| 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 |
| 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 |
-
2010
- 2010-08-18 RU RU2010134306/03A patent/RU2425969C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4787449A (en) * | 1987-04-30 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process in subterranean formations |
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| US5246071A (en) * | 1992-01-31 | 1993-09-21 | Texaco Inc. | Steamflooding with alternating injection and production cycles |
| RU2066744C1 (en) * | 1993-06-17 | 1996-09-20 | Александр Константинович Шевченко | Method for intensification of oil recovery |
| RU2085715C1 (en) * | 1994-07-18 | 1997-07-27 | Гамбар Закиевич Закиев | Method for development of high-viscous oil and bitumen deposits |
| RU2103487C1 (en) * | 1996-07-05 | 1998-01-27 | Дочернее предприятие "Астраханьгазпром" Российского акционерного общества "Газпром" | Method for development of tectonically screened oil-gas deposit |
| RU2132457C1 (en) * | 1997-04-02 | 1999-06-27 | Напалков Владислав Николаевич | Method for development of bitumen deposits |
| RU2151862C1 (en) * | 1998-11-16 | 2000-06-27 | Региональный научно-технологический центр Урало-Поволжья (РНТЦ ВНИИнефть) | Method of development of heavy oil and natural bitumen fields |
| RU2180387C1 (en) * | 2001-04-10 | 2002-03-10 | Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Process of construction of horizontal well and methods of opening and exploitation of hydrocarbon field with aid of horizontal well |
| RU2237804C1 (en) * | 2003-04-29 | 2004-10-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт" им. А.П. Крылова | Method for extracting deposits of highly viscous oils and bitumens by slanted-horizontal wells |
| 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 |
| 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 |
Cited By (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9163491B2 (en) * | 2011-10-21 | 2015-10-20 | Nexen Energy Ulc | Steam assisted gravity drainage processes with the addition of oxygen |
| US20130098603A1 (en) * | 2011-10-21 | 2013-04-25 | Nexen Inc. | Steam Assisted Gravity Drainage Processes With The Addition of Oxygen Addition |
| CN104011331A (en) * | 2011-10-21 | 2014-08-27 | 尼克森能源无限责任公司 | Steam Assisted Gravity Drainage Processes With The Addition Of Oxygen Addition |
| CN104011331B (en) * | 2011-10-21 | 2017-09-01 | 尼克森能源无限责任公司 | With the SAGD method of oxygenation |
| WO2013056342A1 (en) * | 2011-10-21 | 2013-04-25 | Nexen Inc. | Steam assisted gravity drainage processes with the addition of oxygen addition |
| RU2494242C1 (en) * | 2012-03-23 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit using in-situ combustion |
| RU2504647C2 (en) * | 2012-03-29 | 2014-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") | Method of high-viscosity oil pool development |
| RU2634135C2 (en) * | 2012-05-31 | 2017-10-24 | Ин Ситу Апгрейдинг Текнолоджис Инк. | In situ completed upgrading by injecting hot fluid medium |
| RU2509880C1 (en) * | 2012-10-02 | 2014-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposits of viscous oils and bitumens |
| RU2527051C1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect |
| RU2555163C1 (en) * | 2014-01-21 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Коми" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells |
| RU2560016C1 (en) * | 2014-07-04 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method to produce high-viscosity oil and bitumen |
| RU2563892C1 (en) * | 2014-08-26 | 2015-09-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method of development of hydrocarbon fluid deposit |
| RU2564332C1 (en) * | 2014-09-24 | 2015-09-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method to develop deposit of hydrocarbon fluids |
| RU2578141C1 (en) * | 2014-12-30 | 2016-03-20 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
| RU2578140C1 (en) * | 2015-01-26 | 2016-03-20 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method for development of deposits of natural high-viscosity hydrocarbon fluids |
| RU2581071C1 (en) * | 2015-01-28 | 2016-04-10 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (сокращенно-ФГАОУВПО) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
| RU2603795C1 (en) * | 2015-07-28 | 2016-11-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method of development of hydrocarbon fluids (12) |
| RU2597040C1 (en) * | 2015-07-28 | 2016-09-10 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
| RU2597041C1 (en) * | 2015-08-20 | 2016-09-10 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
| RU2605993C1 (en) * | 2015-10-15 | 2017-01-10 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВО КФУ) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
| RU2604073C1 (en) * | 2015-11-16 | 2016-12-10 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВО КФУ) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
| RU2615554C1 (en) * | 2016-04-12 | 2017-04-05 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Method of hydrocarbon fluid pool development under thermal stimulation |
| RU2679423C1 (en) * | 2018-04-04 | 2019-02-08 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals |
| RU2706154C1 (en) * | 2019-01-10 | 2019-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high viscous oil or bitumen deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2425969C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit | |
| CN102900415B (en) | Double-horizontal well fire flooding and drainage production method for deep and ultra-deep heavy oil reservoirs | |
| CN102747997B (en) | Production method of steam-assisted gravity drainage in heavy oil reservoirs later converted to fire flooding | |
| CN102587880B (en) | Oil recovery method | |
| RU2531963C1 (en) | Development of thick oil or bitumen deposits | |
| CN103244089B (en) | The recovery method of microwave-assisted solvent extraction of heavy oil | |
| CA2815737C (en) | Steam assisted gravity drainage with added oxygen geometry for impaired bitumen reservoirs | |
| RU2343276C1 (en) | Method of development of high viscous oil deposit | |
| CN108026766A (en) | Mobile injection gravity drainage for heavy oil recovery | |
| RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
| RU2399755C1 (en) | Development method of oil deposit by using thermal action on formation | |
| US20130008651A1 (en) | Method for hydrocarbon recovery using sagd and infill wells with rf heating | |
| RU2434127C1 (en) | Procedure for development of heavy oil or bitumen deposit | |
| RU2403382C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit | |
| RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2429346C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit with use of in-situ combustion | |
| RU2440489C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| US20140000887A1 (en) | Sagdox operation in leaky bitumen reservoirs | |
| RU2433257C1 (en) | Method of high-viscosity oil development | |
| RU2496000C1 (en) | Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2425968C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit | |
| RU2646904C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil or bitumen field | |
| RU2603795C1 (en) | Method of development of hydrocarbon fluids (12) | |
| RU2461705C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposit at thermal effect | |
| RU2439304C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130819 |