RU2339808C1 - Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit - Google Patents
Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2339808C1 RU2339808C1 RU2007104140/03A RU2007104140A RU2339808C1 RU 2339808 C1 RU2339808 C1 RU 2339808C1 RU 2007104140/03 A RU2007104140/03 A RU 2007104140/03A RU 2007104140 A RU2007104140 A RU 2007104140A RU 2339808 C1 RU2339808 C1 RU 2339808C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- injection
- wells
- end sections
- horizontal end
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способу добычи углеводородов из подземной залежи гудронового песка или залежи тяжелой нефти, имеющих высокую вязкость. Для получения углеводородов из таких залежей необходимо их нагревание.The invention relates to a method for producing hydrocarbons from an underground tar sand deposit or a heavy oil reservoir having a high viscosity. To obtain hydrocarbons from such deposits, their heating is necessary.
Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №22113857, МПК 7 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №28 от 10.10.2003 г.), включающий бурение вертикальных скважин с боковыми стволами, закачку теплоносителя в пласт через боковые стволы и отбор через них нефти, причем вертикальные скважины бурят до подошвы нижнего объекта с размещением их по одной из площадных систем, при этом до начала площадной закачки рабочего агента, например воды, в пласт бурят боковые стволы в каждой вертикальной скважине в каждом эксплуатационном объекте пласта, затем осуществляют последовательную обработку боковых стволов путем подачи в них теплоносителя с последующим отбором через боковые стволы нефти до снижения дебита скважины до минимально рентабельного уровня, причем циклы закачки пара и отбора нефти повторяют до предельно допустимого обводнения добывающей нефти.A known method of developing an oil field (patent RU No. 22113857, IPC 7 ЕВВ 43/24, published in Bulletin No. 28 of 10.10.2003), including drilling vertical wells with sidetracks, pumping coolant into the reservoir through sidetracks and selection oil through them, and vertical wells are drilled to the bottom of the lower object with their placement in one of the areal systems, while before the start of areal injection of a working agent, for example, water, sidetracks are drilled into the formation in each vertical well in each production facility of the formation, then by sequential treatment sidetracks by feeding them to subsequent selection of coolant through the lateral holes of oil well production to reduce to a minimum viable level, the injection of steam and selection cycles oil repeated until the maximum allowable water cut oil.
Недостатком данного способа является то, что отбор продукции из скважины ведут циклически, сочетая его с закачкой пара до предельно допустимого обводнения добываемой продукции, что снижает объем добываемой нефти и ведет к значительным затратам тепловой энергии на прогревание пласта.The disadvantage of this method is that the selection of products from the well is carried out cyclically, combining it with steam injection to the maximum allowable water cut of the produced product, which reduces the amount of oil produced and leads to significant heat energy costs for heating the formation.
Известен также способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов наклонно-горизонтальными скважинами (патент RU №2237804, МПК 7 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №28 от 10.10.2004 г.), включающий бурение скважин по определенной сетке, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, при этом бурение скважин ведут по радиальной сетке так, что нагнетательные скважины располагают по продуктивному пласту ближе к верхней границе пласта по наиболее проницаемым пропласткам, а добывающие - ближе к нижней границе пласта, причем на начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией с последующим переходом на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.There is also known a method of developing high-viscosity oil and bitumen deposits with horizontal wells (patent RU No. 2237804, IPC 7 ЕВВ 43/24, published in Bulletin No. 28 dated 10.10.2004), including drilling wells on a specific grid, pumping out agent through injection wells and selection of formation fluids through production wells, while drilling wells along a radial grid so that injection wells are located along the productive formation closer to the upper boundary of the formation along the most permeable layers, and production - lizhe to the lower limit of the formation, wherein the initial stage of development in all wells is carried thermocyclic treating the formation with steam stimulation, followed by transfer to selection of formation fluids through the production wells with areal influence on the formation through injection wells.
Наиболее близким по технической сущности является способ добычи углеводородов из подземной залежи гудронного песка или залежи тяжелой нефти (патент RU №2098613, МКИ 6 Е21В 43/24, опубл. в бюл. № 34 от 10.12.1997 г.), включающий бурение и подготовку к эксплуатации нагнетательной скважины, которая заканчивается в залежи, и добывающей скважины, которая заканчивается в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, создание проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами, при этом бурение и подготовку к эксплуатации осуществляют, по меньшей мере, двумя парами скважин, где каждая пара включает нагнетательную скважину, заканчивающуюся в залежи, и добывающую скважину, заканчивающуюся в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, причем вторая пара скважин обращена к первой паре скважин, создают проницаемую зону между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной каждой пары скважин, нагнетание водяного пара осуществляют по нагнетательным скважинам, одновременное извлечение углеводородов осуществляют по добывающим скважинам, при этом давление нагнетания в нагнетательной скважине первой пары превышает давление нагнетания в нагнетательной скважине второй пары скважин, причем каждая нагнетательная и добывающая скважины имеют горизонтальные концевые участки, проходящие внутри залежи.The closest in technical essence is a method of producing hydrocarbons from an underground deposit of tar sand or a heavy oil deposit (patent RU No. 2098613, MKI 6 ЕВВ 43/24, published in bulletin No. 34 dated 12/10/1997), including drilling and preparation to operate an injection well that ends in the reservoir and a production well that ends in the reservoir below the level of the injection well, to create a permeable zone between the injection and production wells, while drilling and preparation for operation are carried out, at least , two pairs of wells, where each pair includes an injection well ending in the reservoir, and a producing well ending in the reservoir below the level of the injection well, the second pair of wells facing the first pair of wells, create a permeable zone between the injection well and the producing well of each pair of wells , the injection of water vapor is carried out by injection wells, the simultaneous extraction of hydrocarbons is carried out by production wells, while the injection pressure in the injection Azhinov first pair is greater than the discharge pressure in an injection well a second pair of wells, with each injection and production wells have horizontal end sections extending inside the reservoir.
Как аналогам, так и прототипу в той или иной степени присущи общие недостатки:Both analogues and prototypes to one degree or another have common disadvantages:
во-первых, в процессе эксплуатации возможен обвал и засыпка горными породами одного или нескольких технологических каналов, что ведет к снижению дебита добываемой продукции;firstly, during operation, collapse and backfill of rocks with one or more technological channels is possible, which leads to a decrease in the production rate of the mined products;
во-вторых, отсутствие фильтрации в технологических каналах добываемой продукции может привести к частичной или полной потере проходного сечения в технологическом (их) канале (ах) и быстрому выходу из строя насосного оборудования;secondly, the lack of filtration in the technological channels of the produced products can lead to a partial or complete loss of the cross-section in the technological channel (s) and a quick failure of the pumping equipment;
в-третьих, в процессе закачки теплоносителя оказывается тепловое воздействие на стенки скважины, что отрицательно влияет на прочность крепления (цементного камня) обсадной колонны скважины и ведет к преждевременному разрушению цементного камня за обсадной колонной скважины.thirdly, in the process of pumping the coolant, a thermal effect is exerted on the borehole walls, which negatively affects the strength of the fastening (cement stone) of the casing of the well and leads to premature destruction of the cement stone behind the casing of the well.
Задачей изобретения является повышение эффективности эксплуатации многоствольной скважины и повышение срока службы насосного оборудования, а также снижение теплового воздействия на стенки скважины в процессе эксплуатации.The objective of the invention is to increase the operating efficiency of a multilateral well and to increase the service life of pumping equipment, as well as to reduce the thermal effect on the walls of the well during operation.
Поставленная техническая задача решается способом добычи из подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов, включающим бурение и подготовку к эксплуатации нагнетательных скважин с горизонтальными концевыми участками и добывающих скважин с горизонтальными концевыми участками в залежи ниже уровня нагнетательной скважины для извлечения углеводородов, создание проницаемой зоны между нагнетательными и добывающими скважинами.The stated technical problem is solved by a method of producing heavy and high-viscosity hydrocarbons from an underground deposit, including drilling and preparing for operation injection wells with horizontal end sections and production wells with horizontal end sections in the reservoir below the level of the injection well for hydrocarbon recovery, creating a permeable zone between the injection and producing wells.
Новым является то, что бурение нагнетательных и добывающих скважин производят по одной из площадных систем с расстоянием не менее пяти метров между ними, причем каждую обсадную колонну, спускаемую перед формированием концевых участков, нагнетательных и добывающих скважин вскрывают по всему периметру в непосредственной близости от забоя с расстоянием по высоте не менее пяти метров между вскрытыми участками нагнетательных и добывающих скважин, далее в каждую скважину до взаимодействия с забоем спускают отклонитель с выходными каналами, направленными во вскрытый участок, и формируют последовательно через каждый вскрытый участок обсадной колонны необходимое количество горизонтальных концевых участков скважины, устанавливая в каждый фильтры, соединенные между собой гибкими звеньями, после спуска теплоизолированной колонны труб в каждой скважине выше вскрытого участка устанавливают пакер, изолирующий межтрубное пространство между обсадной колонной и теплоизолированной колонной труб для исключения термического воздействия на скважину выше пакера.What is new is that injection and production wells are drilled using one of the areal systems with a distance of at least five meters between them, with each casing being lowered before the formation of the end sections, injection and production wells is opened around the entire perimeter in the immediate vicinity of the bottom hole a distance of at least five meters in height between the exposed areas of the injection and production wells, then a diverter with outlet channels is lowered into each well before interacting with the bottom hole, directed into the opened section, and the required number of horizontal end sections of the well are formed successively through each open section of the casing, installing in each filter interconnected by flexible links, after lowering the insulated pipe string in each well above the opened section, a packer is installed that insulates the annular space between casing and thermally insulated pipe string to eliminate thermal effects on the well above the packer.
Новым также является то, что количество нагнетательных и добывающих скважин не менее одной пары.Also new is the fact that the number of injection and production wells is at least one pair.
На фиг.1 в продольном разрезе схематично представлено изображение подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов с добывающей и нагнетательной скважинами.Figure 1 in a longitudinal section schematically shows an image of an underground reservoir of heavy and high viscosity hydrocarbons with producing and injection wells.
На фиг.2 в сечение А-А схематично представлено изображение подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов с добывающей и нагнетательной скважинами.Figure 2 in section AA shows a schematic representation of an underground reservoir of heavy and high viscosity hydrocarbons with producing and injection wells.
Суть способа заключается в следующем.The essence of the method is as follows.
Сначала производят строительство одной пары скважин, состоящей из добывающей 1 (см. фиг.1) и нагнетательной 2 скважин, например сначала проводят строительство добывающей скважины 1, которую после бурения обсаживают и цементируют.First, one pair of wells is constructed, consisting of production 1 (see Fig. 1) and
Затем обсадную колонну добывающей скважины 1 вскрывают (любым известным способом) на участке 3 по всему периметру в непосредственной близости от забоя. Далее в обсадную колонну добывающей скважины 1 до взаимодействия с забоем спускают на колонне труб отклонитель (не показано). После чего в колонну труб, спущенную в обсадную колонну добывающей скважины 1, спускают фильтры 4, соединенные между собой гибкими звеньями 5, размещенные, например, на конце гибкой трубы с возможностью отсоединения. В процессе спуска фильтры 4, соединенные между собой гибкими звеньями 5, находящиеся на конце гибкой трубы по колонне труб, через направляющие выходные каналы (не показано) отклонителя попадают во вскрытый участок 3 обсадной колонны добывающей скважины 1 (см., например, патенты «Способ строительства многоствольной скважины» RU №№2256763, 2259457, 2265711, Е21В 7/06, опубл. соответственно бюл. №№20 от 20.07.2005, 24 от 27.08.2005 и 34 от 10.12.2005).Then the casing of the producing well 1 is opened (by any known method) in section 3 along the entire perimeter in the immediate vicinity of the bottomhole. Next, a diverter (not shown) is lowered into the casing of the production well 1 before interacting with the bottom hole. Then in the pipe string, lowered into the casing of the production well 1, filters 4 are lowered, interconnected by flexible links 5, located, for example, at the end of the flexible pipe with the possibility of disconnection. During the descent, the filters 4, interconnected by flexible links 5, located at the end of the flexible pipe along the pipe string, through the guide output channels (not shown) of the diverter enter the exposed section 3 of the casing of the production well 1 (see, for example, patents “Method the construction of a multilateral well "RU No. 22256363, 2259457, 2265711, ЕВВ 7/06, publ. respectively Bul. No. 20 of 07/20/2005, 24 of 08/27/2005 and 34 of 12/10/2005).
Далее в подземной залежи 6 формируют, например, подачей жидкости под большим давлением в гибкую трубу, на конце которой размещено сопло (на фиг.1 показано условно), горизонтальный концевой участок 7 длиной L. После чего отсоединяют гибкую трубу от фильтров 4, соединенных между собой гибкими звеньями 5, и извлекают ее на устье (не показано) скважины, а фильтры 4, соединенные между собой гибкими звеньями 5, остаются в горизонтальном концевом участке 7 длиной L.Further, in the underground reservoir 6, for example, a horizontal end section 7 of length L is formed, for example, by supplying a liquid under high pressure to a flexible pipe, at the end of which a nozzle is placed (figure 1 is shown conventionally), after which the flexible pipe is disconnected from the filters 4 connected between flexible links 5, and remove it at the wellhead (not shown) of the well, and the filters 4, interconnected by flexible links 5, remain in the horizontal end section 7 of length L.
Далее к гибкой трубе присоединяют фильтры 4′, соединенные между собой гибкими звеньями 5′, и аналогичным образом формируют следующий горизонтальный концевой участок 7′.Next, filters 4 ′ are connected to the flexible pipe, interconnected by flexible links 5 ′, and the next horizontal end section 7 ′ is similarly formed.
Таким образом, последовательно через вскрытый участок 3 обсадной колонны добывающей скважины 1 формируют необходимое количество горизонтальных концевых участков 7′...7n, устанавливая в каждый из них соответственно фильтры 4′...4n, соединенные между собой гибкими звеньями 5′...5n.Thus, sequentially through the opened section 3 of the casing string of the producing well 1, the required number of horizontal end sections 7 ′ ... 7 n are formed , installing filters 4 ′ ... 4 n in each of them, connected by flexible links 5 ′. ..5 n .
Затем производят строительство нагнетательной скважины 2. Для чего обсадную колонну нагнетательной скважины 2 вскрывают на участке 8 по всему периметру в непосредственной близости от забоя.Then, injection well 2 is constructed. For this purpose, the casing of
Далее в обсадную колонну нагнетательной скважины 2 до взаимодействия с забоем спускают на колонне труб отклонитель. После чего в колонну труб, спущенную в обсадную колонну добывающей скважины 1, спускают фильтры 9, соединенные между собой гибкими звеньями 10, размещенные, например, на конце гибкой трубы с возможностью отсоединения.Then, a diverter is lowered into the casing of the injection well 2 before interacting with the bottom hole. Then in the pipe string, lowered into the casing of the production well 1, filters 9 are lowered, interconnected by flexible links 10, located, for example, at the end of the flexible pipe with the possibility of disconnection.
При спуске фильтры 9, соединенные между собой гибкими звеньями 10, находящиеся на конце гибкой трубы по колонне труб, через направляющие выходные каналы отклонителя попадают во вскрытый участок 8 обсадной колонны нагнетательной скважины 1.During the descent, the filters 9, interconnected by flexible links 10, located at the end of the flexible pipe along the pipe string, through the guide output channels of the deflector fall into the exposed section 8 of the casing of the injection well 1.
Далее в подземной залежи 6 формируют (например, патенты «Способ строительства многоствольной скважины» RU №№2256763, 2259457, 2265711, Е21В 7/06, опубл. соответственно бюл. №№20 от 20.07.2005, 24 от 27.08.2005 и 34 от 10.12.2005) горизонтальный концевой участок 11 длиной L. После чего отсоединяют гибкую трубу от фильтров 9, соединенных между собой гибкими звеньями 10, и извлекают ее на устье (не показано) скважины, а фильтры 9, соединенные между собой гибкими звеньями 10, остаются в горизонтальном концевом участке 11 длиной В.Further, in the underground reservoir 6 form (for example, patents "Method for the construction of a multilateral wellbore" RU №№2256763, 2259457, 2265711, ЕВВ 7/06, publ., Respectively. Bulletin №№20 from 07.20.2005, 24 from 08.27.2005 and 34 from 10.12.2005) a horizontal end section 11 of length L. Then, the flexible pipe is disconnected from the filters 9 connected by flexible links 10 and removed at the wellhead (not shown) of the well, and the filters 9 connected by flexible links 10, remain in the horizontal end section 11 of length B.
Далее к гибкой трубе присоединяют фильтры 9′, соединенные между собой гибкими звеньями 10′, и аналогичным образом формируют следующий горизонтальный концевой участок 11′. Таким образом, последовательно через вскрытый участок обсадной колонны добывающей скважины 1 формируют необходимое количество горизонтальных концевых участков скважины 11′...11n, устанавливая в каждый из них соответственно фильтры 9′...9n, соединенные между собой гибкими звеньями 10′...10n.Next, filters 9 ′ are connected to the flexible pipe, interconnected by flexible links 10 ′, and the next horizontal end section 11 ′ is similarly formed. Thus, successively through the opened section of the casing of the producing well 1, the required number of horizontal end sections of the well 11 ′ ... 11 n are formed , installing filters 9 ′ ... 9 n respectively connected to each other by flexible links 10 ′ in each of them. ..10 n .
В процессе строительства добывающей 1 и нагнетательной 2 скважин необходимо учитывать то, что высота (см. фиг.1) между вскрытым участком 3 обсадной колонны добывающей скважины 1 и вскрытым участком 8 обсадной колонны нагнетательной скважины 2 определяется расчетным путем, но должна быть не менее 5 метров для исключения прорывания теплоносителя в процессе его нагнетания из направленных навстречу друг к другу горизонтальных концевых участков 11′...11n в нагнетательной скважине 2 в горизонтальные концевые участки 7′...7n в добывающей скважине 1. Причем с этой же целью, что и указано выше, то есть расстояние С (см. фиг.2) между осями добывающей 1 и нагнетательной 2 скважин также должно быть не менее 5 метров.During the construction of production 1 and
При необходимости в пределах одной площадной системы производят строительство следующих пар скважин, состоящих из добывающих 1′...11n (не показано) и нагнетательных 2′...2n скважин соответственно.If necessary, within the same area system, the following pairs of wells are constructed, consisting of production 1 ′ ... 11 n (not shown) and
По окончании строительства скважин начинают их подготовку к эксплуатации.Upon completion of the construction of wells, they begin their preparation for operation.
Для этого добывающую скважину 1 оснащают теплоизолированной колонной труб 12 (см. фиг.1) с насосом 13 любой известной конструкции, спущенной до вскрытого участка 3 обсадной колонны добывающей скважины 1.For this, the production well 1 is equipped with a heat-insulated pipe string 12 (see Fig. 1) with a pump 13 of any known design, lowered to the exposed section 3 of the casing of the production well 1.
Затем нагнетательную скважину 2 также оснащают теплоизолированной колонной труб 14 для подачи теплоносителя, спущенной до вскрытого участка 8 обсадной колонны нагнетательной скважины 2.Then the
Далее выше вскрытого участка 3 обсадной колонны добывающей скважины 1 устанавливают пакер 15, а выше вскрытого участка 8 обсадной колонны нагнетательной скважины 2 устанавливают пакер 16.Next, above the exposed section 3 of the casing string of the producing well 1, a packer 15 is installed, and above the opened section 8 of the casing string of the injection well 2, a packer 16 is installed.
Пакеры 15 и 16 изолируют межтрубное пространство 17 и 18 соответственно, снижая термическое воздействие на стенки обсадной колонны добывающей 1 и нагнетательной 2 скважин.The packers 15 and 16 isolate the
Далее приступают к эксплуатации скважин. Для этого с устья нагнетательной скважины 2 нагнетают теплоноситель (горячий водяной пар) в теплоизолированную колонну труб 14, который, достигнув вскрытого участка 8, попадает внутрь фильтров 9′...9n, соединенных между собой гибкими звеньями 10′...10n и размещенных в соответствующих горизонтальных концевых участках 11′...11n нагнетательной скважины 2, по которым теплоноситель распространяется вглубь подземной залежи 6, при этом разогревание происходит по всей высоте подземной залежи 6 радиально направленно от каждого горизонтального концевого участка 11′...11n нагнетательной скважины 2...2n.Next, start the operation of wells. To this end, coolant (hot water vapor) is pumped from the mouth of injection well 2 into a heat-insulated pipe string 14, which, having reached the exposed section 8, enters the filters 9 ′ ... 9 n , interconnected by flexible links 10 ′ ... 10 n and located in the respective horizontal end sections 11 ′ ... 11 n of the injection well 2, through which the coolant extends deep into the underground reservoir 6, while heating occurs along the entire height of the underground reservoir 6 radially directed from each horizontal end about the plot 11 ′ ... 11 n of the injection well 2 ... 2 n .
Далее запускают насос 13 добывающей скважины 1. Разогретый продукт (тяжелая вязкая нефть) подземной залежи попадает внутрь фильтров 4′...4n, соединенных между собой гибкими звеньями 5′...5n и размещенных в соответствующих горизонтальных концевых участках 7′...7n добывающей скважины 1, по которым тяжелая вязкая нефть поступает внутрь добывающей скважин 1...1n на прием насоса 13, который по теплоизолированной колонне труб 12 перекачивает разогретую тяжелую вязкую нефть на дневную поверхность.Next, the pump 13 of the producing well 1 is started. The heated product (heavy viscous oil) of the underground reservoir enters the filters 4 ′ ... 4 n , interconnected by flexible links 5 ′ ... 5 n and placed in the corresponding horizontal end sections 7 ′. ..7 n of the producing well 1, through which heavy viscous oil enters the producing wells 1 ... 1 n to the intake of the pump 13, which pumps the warmed heavy viscous oil to the day surface through a thermally insulated pipe string 12.
Использование теплоизолированных колонн труб 12 и 14, а также пакеров 15 и 16 позволяет значительно снизить отрицательное влияние теплового воздействия на крепление стенок скважины в процессе эксплуатации.The use of heat-insulated columns of pipes 12 and 14, as well as packers 15 and 16, can significantly reduce the negative impact of thermal effects on the fastening of the walls of the well during operation.
Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность разработки подземной залежи, поскольку технологические каналы обсажены фильтрами, соединенными между собой гибкими звеньями, что исключает разрушение горизонтальных концевых участков скважин, а также происходит фильтрация жидкости, что позволяет продлить срок службы насосного оборудования. Кроме того, снижение теплового воздействия на стенки скважины в процессе эксплуатации позволит продлить срок службы скважины до капитального ремонта.The proposed method improves the efficiency of the development of underground deposits, since the technological channels are cased with filters interconnected by flexible links, which eliminates the destruction of the horizontal end sections of the wells, and also filtering the liquid, which allows to extend the life of the pumping equipment. In addition, reducing the thermal effect on the walls of the well during operation will extend the life of the well until overhaul.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007104140/03A RU2339808C1 (en) | 2007-02-02 | 2007-02-02 | Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007104140/03A RU2339808C1 (en) | 2007-02-02 | 2007-02-02 | Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007104140A RU2007104140A (en) | 2008-08-10 |
| RU2339808C1 true RU2339808C1 (en) | 2008-11-27 |
Family
ID=39746035
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007104140/03A RU2339808C1 (en) | 2007-02-02 | 2007-02-02 | Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2339808C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2494240C1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumens |
| RU2494241C1 (en) * | 2012-03-29 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumens |
| RU2520123C1 (en) * | 2012-12-03 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of oil deposit with carbonate collector |
-
2007
- 2007-02-02 RU RU2007104140/03A patent/RU2339808C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2494241C1 (en) * | 2012-03-29 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumens |
| RU2494240C1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumens |
| RU2520123C1 (en) * | 2012-12-03 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of oil deposit with carbonate collector |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2007104140A (en) | 2008-08-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2287677C1 (en) | Method for extracting oil-bitumen deposit | |
| RU2295030C1 (en) | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen | |
| CA2913130C (en) | Fishbone sagd | |
| RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
| RU2442883C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil reserves | |
| RU2455475C1 (en) | Method of development of high-viscosity oil fields with strata of small thickness by way of cyclic injection of solvent and steam into single inclined wells | |
| RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
| RU2407884C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| CA3010530C (en) | Single well cross steam and gravity drainage (sw-xsagd) | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2339807C1 (en) | Method of extraction of heavy and high viscous hydrocarbons from undeground deposits | |
| RU2343276C1 (en) | Method of development of high viscous oil deposit | |
| RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
| RU2339808C1 (en) | Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit | |
| RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
| RU2398104C2 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposits | |
| RU2413068C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2287679C1 (en) | Method for extracting deposit of high viscosity oil or bitumen | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| RU2199657C2 (en) | Underground-surface method of development of high- viscosity oil deposit | |
| RU2287678C1 (en) | Method for extracting heterogeneous oil-bitumen deposit | |
| RU2363838C1 (en) | Procedure for development of bitumen deposits | |
| RU2412343C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production | |
| RU2285116C2 (en) | Method for extracting deposits of bitumen and highly viscous oil and complex system of equipment for realization of said method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160203 |