RU2433256C1 - Method of high-viscosity oil or bitumen pool development - Google Patents
Method of high-viscosity oil or bitumen pool development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2433256C1 RU2433256C1 RU2010117155/03A RU2010117155A RU2433256C1 RU 2433256 C1 RU2433256 C1 RU 2433256C1 RU 2010117155/03 A RU2010117155/03 A RU 2010117155/03A RU 2010117155 A RU2010117155 A RU 2010117155A RU 2433256 C1 RU2433256 C1 RU 2433256C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- selection
- temperature
- formation
- production
- wells
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Working-Up Tar And Pitch (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти или битумов.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity oil or bitumen.
Известен способ разработки залежей вязких нефтей или битумов (патент РФ №2085715, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.07.1997), включающий бурение горизонтального ствола скважины, крепление его эксплуатационной колонной, перфорацию участка эксплуатационной колонны в зоне продуктивного пласта, прогрев и последующий подъем, и подачу в выкидную линию.A known method of developing deposits of viscous oils or bitumen (RF patent No. 2085715, IPC EV 43/24, publ. 07/27/1997), including drilling a horizontal wellbore, fixing its production string, perforation of the production string in the zone of the reservoir, heating and subsequent rise, and giving in a flow line.
Недостатком способа является неравномерный прогрев пласта, что снижает эффективность процесса теплового вытеснения.The disadvantage of this method is the uneven heating of the reservoir, which reduces the efficiency of the process of thermal displacement.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2334095, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.09.2008), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, горизонтальный ствол перфорируют, выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола. В качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing a highly viscous oil deposit (RF patent No. 2334095, IPC EV 43/24, published September 20, 2008), including drilling vertical injection wells and horizontal production wells, pumping a working agent through injection wells and selection of oil through production wells. The horizontal wellbore of the production well is carried out 1.5-2.5 m above the bottom of the productive formation, the horizontal well is perforated, the bottom of the vertical injection well, perforated in the interval 0.5- above, is placed 3.5-4.5 m above the horizontal well of the well, 1.5 m from the bottom, the vertical injection well is placed from the vertical wellbore of the producing well at a distance greater than 2/3 of the length of the horizontal section of the producing well, up to the end of the horizontal well. As a working agent, steam is used in alternation with air.
Основными недостатками известного способа являются недостаточная эффективность процесса вытеснения высоковязкой нефти из-за неравномерного прогрева пласта как по площади, так по вертикали, вследствие чего нефтеотдача не достигает высокого уровня, большие затраты времени, т.к. добыча нефти при таком способе приходится на более поздний срок разработки.The main disadvantages of this method are the lack of efficiency of the process of displacement of highly viscous oil due to uneven heating of the reservoir both in area and in vertical, as a result of which oil recovery does not reach a high level, time wasted, because oil production with this method occurs at a later stage of development.
Техническими задачами являются сокращение затрат на строительство дополнительных нагнетательных скважин, повышение эффективности вытеснения вязкой нефти или битума, увеличение объема добываемой продукции, повышение темпа прогрева пласта и темпа отбора продукции за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием по площади или разрезу и более равномерного теплового воздействия на пласт, смещение добычи нефти на более ранние этапы разработки.The technical objectives are to reduce the cost of constructing additional injection wells, increase the efficiency of displacement of viscous oil or bitumen, increase the volume of produced products, increase the rate of heating of the formation and the rate of selection of products by increasing the coverage of the formation by thermal effect over the area or section and a more uniform thermal effect on the formation shifting oil production to earlier stages of development.
К высоковязким нефтям относятся тяжелые и битуминозные нефти с плотностью больше 0,870 кг/см3 (см. ГОСТ 51858-2002 г.).High viscosity oils include heavy and bituminous oils with a density of more than 0.870 kg / cm 3 (see GOST 51858-2002).
Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти или битумов, включающим бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины.The technical problem is solved by the method of developing deposits of highly viscous oil or bitumen, including drilling vertical injection wells and horizontal production wells, pumping a working agent through injection wells and selecting products through production wells.
Новым является то, что добывающие скважины бурят с подъемом забойной части в пределах пласта, а забойную часть нагнетательной скважины в пласте размещают над средней частью горизонтального участка добывающей скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя между скважинами, причем вскрытие нагнетательной скважины производят в нижней половине продуктивного пласта, а добывающей - по всей длине скважины, находящейся в продуктивном пласте, добычу продукции производят из низшей точки добывающей скважины с постоянным контролем температуры по длине вскрытого участка, разбивая этот участок на температурные зоны, при росте температуры продукции до 80-90% от температуры прорыва теплоносителя между скважинами в зоне отбора, отбор переносят в сторону устья добывающей скважины в температурные зоны, где исключен прорыв теплоносителя, но с максимальной текучестью, при понижении температуры продукции в зоне отбора, отбор переносят от устья в зону с более высокой температурой.What is new is that the production wells are drilled with the bottom hole rising within the formation, and the bottom hole of the injection well in the formation is placed above the middle part of the horizontal section of the production well at a distance that excludes the breakthrough of the coolant between the wells, and the injection well is opened in the lower half of the reservoir and production - along the entire length of the well located in the reservoir, production is produced from the lowest point of the production well with constant monitoring of the temperature along the length of the uncovered section, dividing this section into temperature zones, with an increase in production temperature up to 80-90% of the temperature of the breakthrough of the coolant between the wells in the selection zone, the selection is transferred to the side of the mouth of the producing well in the temperature zones where the breakthrough of the coolant is excluded, but with maximum fluidity, with a decrease in the temperature of the products in the selection zone, the selection is transferred from the mouth to the zone with a higher temperature.
Сущность изобретения.SUMMARY OF THE INVENTION
Разработка залежи высоковязкой нефти или битумов характеризуется низким темпом отбора и нефтеизвлечением. В предложенном способе решается задача повышения эффективности вытеснения вязкой нефти и битума, увеличения объема добываемой продукции, повышения темпа прогрева пласта и темпа отбора продукции за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием по площади или разрезу и более равномерного теплового воздействия на пласт.The development of a highly viscous oil or bitumen deposit is characterized by a low recovery rate and oil recovery. The proposed method solves the problem of increasing the efficiency of the displacement of viscous oil and bitumen, increasing the volume of produced products, increasing the rate of heating of the formation and the rate of selection of products by increasing the coverage of the formation by heat exposure over an area or section and a more uniform thermal effect on the formation.
На чертеже изображен разрез в горизонтальной плоскости продуктивного пласта: 1 - горизонтальная добывающая скважина; 2 - вертикальная нагнетательная скважина; 3 - забойная часть горизонтальной скважины; 4 - продуктивный пласт высоковязкой нефти или битумов; 5 - насос с хвостовиком; 6 - перфорационные отверстия, 7 - зона прогрева пласта; 8 - паровая камера.The drawing shows a section in the horizontal plane of the reservoir: 1 - horizontal production well; 2 - vertical injection well; 3 - bottomhole part of a horizontal well; 4 - productive layer of high viscosity oil or bitumen; 5 - pump with a shank; 6 - perforations, 7 - formation heating zone; 8 - steam chamber.
Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.
На залежи высоковязкой нефти или битумов бурят как минимум одну добывающую горизонтальную скважину 1 с подъемом забойной части 3 в пределах пласта, не вскрывая кровли продуктивного пласта 4. Бурят вертикальную нагнетательную скважину 2 с размещением забойной части над средней частью горизонтального участка добывающей скважины 1 на расстоянии, равном 5-10 м и исключающем прорыв теплоносителя между скважинами, причем вскрытие нагнетательной скважины 2 производят в нижней половине продуктивного пласта 4. Продуктивный пласт 4 условно делят на несколько зон с разными температурными режимами t1, t2, t3, (с разницей температур на практике в 10-15°С, что определяется периодическими замерами температуры продукции, взятой из разных участков добывающей скважины или по показаниям температурных датчиков). Отбор продукции из каждой температурной зоны t1, t2, t3 осуществляют с помощью насоса с хвостовиком 5, перемещая его с нижнего положения в сторону устья горизонтальной скважины 1.At least one producing horizontal well 1 is drilled on highly viscous oil or bitumen deposits; the bottomhole portion 3 is raised within the formation without opening the roof of the producing formation 4. The vertical injection well 2 is drilled with the bottomhole positioning over the middle part of the horizontal section of production well 1 at a distance equal to 5-10 m and excluding the breakthrough of the coolant between the wells, and the opening of the injection well 2 is carried out in the lower half of the reservoir 4. The reservoir 4 is conditionally divided into ultiple zones with different temperature regimes t 1, t 2, t 3, (with the difference in temperature in practice at 10-15 ° C, as determined by periodic measurements of the temperature of the product taken from different parts of the production well or indications of temperature sensors). The selection of products from each temperature zone t 1 , t 2 , t 3 is carried out using a pump with a shank 5, moving it from a low position towards the mouth of a horizontal well 1.
Выработку пласта начинают с нижней части. В добывающую скважину 1 спускают насос с хвостовиком 5. Закачивают теплоноситель в нагнетательную скважину 2. В качестве теплоносителя применяется пар, горячая вода и т.д. Прогревают часть пласта до 100°С - 110°С с температурным режимом t1 и производят постоянный контроль температуры по всей длине вскрытого участка продуктивного пласта 4. В области забоя нагнетательной скважины 2 образуется зона прогрева 7 скважинной среды. В процессе прогрева пласта вязкость нефти снижается, начинают отбор продукции скважины. Отбор производится из нижней части пласта 4 с температурной зоной t1. По мере отбора пластовое давление снижается, в результате чего пласт легче прогревается в зоне отбора. Прогрев пласта производят до момента достижения температуры продукции до 80-90% от температуры прорыва теплоносителя (до 90°С) между скважинами в зоне отбора t1. При дальнейшем росте температуры отбор переносят в сторону устья добывающей скважины в температурную зону t2, где исключен прорыв теплоносителя. Производят прогрев пласта и отбор продукции в этой зоне.Development of the reservoir begins from the bottom. A pump with a shank 5 is lowered into the production well 1. The coolant is pumped into the injection well 2. Steam, hot water, etc. are used as the coolant. A part of the formation is heated to 100 ° C - 110 ° C with a temperature regime of t 1 and constant temperature control is performed along the entire length of the exposed section of the productive formation 4. In the bottom face of the injection well 2, a heating zone 7 of the well medium is formed. In the process of heating the reservoir, the viscosity of the oil decreases, and the selection of the production of the well begins. The selection is made from the lower part of the reservoir 4 with a temperature zone t 1 . As the selection takes place, reservoir pressure decreases, as a result of which the formation warms up more easily in the selection zone. The formation is heated until the product temperature reaches 80-90% of the breakthrough temperature of the coolant (up to 90 ° C) between the wells in the selection zone t 1 . With a further increase in temperature, the selection is transferred towards the mouth of the producing well to the temperature zone t 2 , where the coolant breakthrough is excluded. Produce heating of the reservoir and selection of products in this zone.
При этом в нижней части горизонтальной скважины 1 образуется гидрозатвор, препятствующий подъему газового потока в устьевую часть горизонтальной скважины и способствующий поддержанию постоянного уровня жидкости подтоком жидкости меньших температур из забойной части 3 горизонтальной скважины 1 и контролю за температурой прорыва теплоносителя между скважинами в зоне отбора. В результате часть прогретой жидкости поднимается по стволу добывающей скважины и происходит дополнительный прогрев пласта, а жидкость меньших температур из забойной части 3 добывающей скважины 1, поступая в нижнюю часть скважины, способствует снижению температуры в зоне отбора. При понижении температуры продукции в зоне отбора отбор переносят от устья в зону с более высокой температурой. По мере прогрева всего пласта из-за меньшего удельного веса пар продвигается по пласту и в кровельной части продуктивного пласта 4 образуется паровая камера 8, прогревая верхнюю часть продуктивного пласта. За счет сил гравитации нефть стекает в подошвенную часть пласта и отбирается через горизонтальную скважину 1. В результате на забое горизонтальной скважины 1 создается разрежение, что способствует лучшему продвижению продукции скважины к зоне отбора и упрощает контроль регулирования температуры прогрева пласта в зоне отбора. Отбор продукции ведут до полной выработки пласта 4.At the same time, a water lock is formed in the lower part of the horizontal well 1, which prevents the gas flow from rising to the wellhead of the horizontal well and helps to maintain a constant liquid level by lowering liquid flow from the bottomhole part 3 of the horizontal well 1 and controlling the temperature of the coolant breakthrough between the wells in the selection zone. As a result, part of the heated fluid rises along the wellbore and additional heating of the formation occurs, and liquid of lower temperatures from the bottomhole part 3 of the producing well 1, entering the lower part of the well, helps to reduce the temperature in the selection zone. With a decrease in the temperature of the products in the selection zone, the selection is transferred from the mouth to the zone with a higher temperature. As the entire formation warms up, due to the lower specific gravity of the steam, it moves along the formation and a steam chamber 8 is formed in the roofing part of the productive formation 4, warming the upper part of the productive formation. Due to the forces of gravity, oil flows into the bottom of the formation and is taken through the horizontal well 1. As a result, a negative pressure is created at the bottom of the horizontal well 1, which contributes to better advancement of the well production to the selection zone and simplifies the control of regulating the temperature of the formation heating in the selection zone. The selection of products lead to the complete development of the reservoir 4.
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
Разрабатывают залежь высоковязкой нефти. На залежи имеется высокопродуктивная зона толщиной 25-40 м и с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 0,4 мкм2, плотностью нефти - 956 кг/м3 и вязкостью - 500 мПа·с.Develop a reservoir of high-viscosity oil. The deposit has a highly productive zone 25-40 m thick and with a temperature of 8 ° C, a pressure of 0.5 MPa, an oil saturation of 0.70 units, a porosity of 30%, a permeability of 0.4 μm 2 , and an oil density of 956 kg / m 3 and a viscosity of 500 MPa · s.
На залежи высоковязкой нефти или битумов бурят одну добывающую горизонтальную скважину 1 с подъемом забойной части 3 в пределах пласта, не вскрывая кровли продуктивного пласта 4. Бурят вертикальную нагнетательную скважину 2 с размещением забойной части над средней частью горизонтального участка добывающей скважины 1 на расстоянии 8 м, исключающем прорыв теплоносителя между скважинами и на расстоянии 60 м от забойной части горизонтальной скважины, причем вскрытие нагнетательной скважины 2 производят в нижней половине продуктивного пласта 4. Продуктивный пласт 4 условно делят на несколько зон с разными температурными режимами t1, t2, t3 (с разницей температур на практике в 10-15°С, что определяется периодическими замерами температуры продукции, взятой из разных участков добывающей скважины, или по показаниям температурных датчиков).On a highly viscous oil or bitumen deposit, one production horizontal well 1 is drilled with the bottomhole portion 3 rising within the formation without opening the roof of the producing formation 4. A vertical injection well 2 is drilled with the bottomhole positioning over the middle part of the horizontal section of production well 1 at a distance of 8 m, excluding the breakthrough of the coolant between the wells and at a distance of 60 m from the bottom of the horizontal well, and the opening of the injection well 2 is carried out in the lower half of the reservoir 4. Productive formation 4 is conditionally divided into several zones with different temperature conditions t 1 , t 2 , t 3 (with a temperature difference in practice of 10-15 ° C, which is determined by periodic measurements of the temperature of the product taken from different sections of the producing well, or according to temperature sensors).
Вырабатывают нижнюю часть продуктивного пласта 4. Закачивают перегретый пар под давлением 2,1 МПа в нагнетательную скважину 2. Прогревают зону t1 до 110°С. Спускают насос с хвостовиком 5 в нижнюю зону t1 и отбирают продукцию скважины. При росте температуры продукции до 120°С в зоне отбора t1 отбор переносят в сторону устья добывающей скважины в зону t2 с температурой 80°С, где исключен прорыв теплоносителя. При росте температуры продукции в зоне отбора t2 выше 80°С и снижении температуры пласта в зоне 1 благодаря подтоку холодной жидкости из забойной части 3 добывающей скважины 1 отбор переносят в нижнюю часть пласта 5. При снижении температуры в зоне t2 поднимают насос и производят отбор продукции в этой зоне до 115°С. Далее отбор переносят в сторону устья добывающей скважины в зону t3 с температурой 85°С, где исключен прорыв теплоносителя. При этом в нижней части горизонтальной скважины 1 сохраняется постоянный уровень. При понижении температуры продукции ниже 60°С в зоне отбора отбор переносят от устья в зону t2 с более высокой температурой. Отбор продукции ведут до полной выработки пласта 4.The lower part of the reservoir is produced 4. Superheated steam is pumped under pressure 2.1 MPa into injection well 2. The zone t 1 is heated up to 110 ° C. The pump with the shank 5 is lowered into the lower zone t 1 and the well production is selected. When the temperature of the product rises to 120 ° C in the selection zone t 1, the selection is transferred to the side of the mouth of the producing well in the zone t 2 with a temperature of 80 ° C, where the coolant breakthrough is excluded. With an increase in the temperature of the product in the selection zone t 2 above 80 ° C and a decrease in the temperature of the formation in zone 1 due to the inflow of cold liquid from the bottomhole part 3 of the producing well 1, the selection is transferred to the lower part of the formation 5. When the temperature decreases in the zone t 2 , the pump is raised and selection of products in this zone up to 115 ° C. Next, the selection is transferred to the side of the mouth of the producing well in the t 3 zone with a temperature of 85 ° C, where the coolant breakthrough is excluded. At the same time, a constant level is maintained in the lower part of the horizontal well 1. When the production temperature drops below 60 ° C in the selection zone, the selection is transferred from the mouth to the t 2 zone with a higher temperature. The selection of products lead to the complete development of the reservoir 4.
Благодаря подаче теплоносителя в вертикальную нагнетательную скважину 2 увеличивается охват пласта 4 воздействием, пласт равномерно вырабатывается по площади и вертикали и, как результат, повышается нефтеизвлечение. Благодаря такому размещению скважин и подъему забойной части горизонтальной скважины в пределах пласта снижаются затраты на строительство скважин и отсутствует необходимость в перераспределении газового потока. Темп отбора высоковязкой нефти за счет ускорения прогрева пласта увеличивается с 2,5% до 6,5% от извлекаемых запасов, затраты теплоносителя уменьшились на 35% по сравнению с прототипом.Due to the flow of coolant into the vertical injection well 2, the coverage of the formation 4 is increased by the impact, the formation is uniformly produced in area and vertical and, as a result, the oil recovery is increased. Due to this arrangement of the wells and the raising of the bottomhole portion of the horizontal well within the formation, the cost of well construction is reduced and there is no need to redistribute the gas flow. The rate of selection of high-viscosity oil due to accelerated heating of the reservoir increases from 2.5% to 6.5% of the recoverable reserves, the coolant costs decreased by 35% compared with the prototype.
Эксплуатация участка рассчитана до достижения проектной нефтеотдачи 0,65. В процессе отработки всего интервала увеличивается охват пласта воздействием, нефтеотдача увеличилась на 30%, увеличилось время работы скважин до достижения предельной обводненности, дополнительная добыча нефти составила 200 тыс. т нефти.The operation of the site is designed to achieve a design oil recovery of 0.65. During the development of the entire interval, the coverage of the formation with the impact increases, oil recovery increased by 30%, the well operating time increased until the maximum water cut was reached, additional oil production amounted to 200 thousand tons of oil.
Разработка залежи битумной нефти и механизм проведения теплового воздействия производятся аналогично разработке залежи высоковязкой нефти.The development of a bitumen oil deposit and the mechanism of thermal exposure are carried out similarly to the development of a high-viscosity oil deposit.
Применение предложенного способа позволит снизить затраты на строительство дополнительных нагнетательных скважин, повысить эффективность вытеснения вязкой нефти или битума, увеличить объем добываемой продукции, повысить темп прогрева пласта и темп отбора продукции за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием по площади или разрезу и равномерного теплового воздействия на пласт, приблизить добычу нефти на более ранние этапы разработки.The application of the proposed method will reduce the cost of building additional injection wells, increase the efficiency of displacement of viscous oil or bitumen, increase the volume of produced products, increase the rate of heating of the formation and the rate of production selection by increasing the coverage of the formation by thermal effect over the area or section and uniform thermal effect on the formation , bring oil production to earlier stages of development.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010117155/03A RU2433256C1 (en) | 2010-04-29 | 2010-04-29 | Method of high-viscosity oil or bitumen pool development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010117155/03A RU2433256C1 (en) | 2010-04-29 | 2010-04-29 | Method of high-viscosity oil or bitumen pool development |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2433256C1 true RU2433256C1 (en) | 2011-11-10 |
Family
ID=44997261
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010117155/03A RU2433256C1 (en) | 2010-04-29 | 2010-04-29 | Method of high-viscosity oil or bitumen pool development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2433256C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2506418C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for oil deposit development at late stage |
| RU2550632C1 (en) * | 2014-04-15 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil field development by horizontal and vertical well system using thermal impact |
| RU2626500C1 (en) * | 2016-05-31 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of bituminous oil reservoir from horizontal well |
| RU2630330C1 (en) * | 2016-07-26 | 2017-09-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Bitumnious oil field development method |
| RU2669967C1 (en) * | 2017-12-05 | 2018-10-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for mining deposits of bituminous oil from horizontal well |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4427067A (en) * | 1982-08-06 | 1984-01-24 | Exxon Production Research Co. | Water and miscible fluid flooding method having good vertical conformance for recovering oil |
| US4982786A (en) * | 1989-07-14 | 1991-01-08 | Mobil Oil Corporation | Use of CO2 /steam to enhance floods in horizontal wellbores |
| RU2085715C1 (en) * | 1994-07-18 | 1997-07-27 | Гамбар Закиевич Закиев | Method for development of high-viscous oil and bitumen deposits |
| RU2191895C1 (en) * | 2001-04-25 | 2002-10-27 | ОАО Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method of increasing oil recovery from formation |
| RU2334095C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil pool development |
| RU2358099C1 (en) * | 2008-07-16 | 2009-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of high viscous oil |
| RU2363839C1 (en) * | 2008-02-13 | 2009-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of high viscous oil deposits |
-
2010
- 2010-04-29 RU RU2010117155/03A patent/RU2433256C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4427067A (en) * | 1982-08-06 | 1984-01-24 | Exxon Production Research Co. | Water and miscible fluid flooding method having good vertical conformance for recovering oil |
| US4982786A (en) * | 1989-07-14 | 1991-01-08 | Mobil Oil Corporation | Use of CO2 /steam to enhance floods in horizontal wellbores |
| RU2085715C1 (en) * | 1994-07-18 | 1997-07-27 | Гамбар Закиевич Закиев | Method for development of high-viscous oil and bitumen deposits |
| RU2191895C1 (en) * | 2001-04-25 | 2002-10-27 | ОАО Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method of increasing oil recovery from formation |
| RU2334095C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil pool development |
| RU2363839C1 (en) * | 2008-02-13 | 2009-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of high viscous oil deposits |
| RU2358099C1 (en) * | 2008-07-16 | 2009-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of high viscous oil |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2506418C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for oil deposit development at late stage |
| RU2550632C1 (en) * | 2014-04-15 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil field development by horizontal and vertical well system using thermal impact |
| RU2626500C1 (en) * | 2016-05-31 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of bituminous oil reservoir from horizontal well |
| RU2630330C1 (en) * | 2016-07-26 | 2017-09-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Bitumnious oil field development method |
| RU2669967C1 (en) * | 2017-12-05 | 2018-10-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for mining deposits of bituminous oil from horizontal well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2350747C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2287677C1 (en) | Method for extracting oil-bitumen deposit | |
| RU2237804C1 (en) | Method for extracting deposits of highly viscous oils and bitumens by slanted-horizontal wells | |
| RU2305762C1 (en) | Method for viscous oil or bitumen deposit field development | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2407884C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2527051C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect | |
| RU2663532C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
| RU2433256C1 (en) | Method of high-viscosity oil or bitumen pool development | |
| RU2434127C1 (en) | Procedure for development of heavy oil or bitumen deposit | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2626845C1 (en) | High-viscosity oil or bitumen recovery method, using hydraulic fractures | |
| RU2287679C1 (en) | Method for extracting deposit of high viscosity oil or bitumen | |
| RU2398103C1 (en) | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit with control of well production drawdown | |
| RU2468194C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections | |
| RU2494240C1 (en) | Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumens | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2431744C1 (en) | Procedure for extraction of high viscous oil and bitumen with application of horizontal producing and horizontal-inclined wells | |
| RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2413068C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2496000C1 (en) | Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2395676C1 (en) | Method of bitumen deposit development | |
| RU2504646C1 (en) | Method of oil deposit development using flooding | |
| RU2412343C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170430 |