RU2344280C1 - Method of high-viscosity oils and bitumens pools development by straight-horizontal wells - Google Patents
Method of high-viscosity oils and bitumens pools development by straight-horizontal wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2344280C1 RU2344280C1 RU2007112257/03A RU2007112257A RU2344280C1 RU 2344280 C1 RU2344280 C1 RU 2344280C1 RU 2007112257/03 A RU2007112257/03 A RU 2007112257/03A RU 2007112257 A RU2007112257 A RU 2007112257A RU 2344280 C1 RU2344280 C1 RU 2344280C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- oil
- gas
- horizontal
- well
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, а именно залежей высоковязких нефтей и битумов в песчаных коллекторах с прослойками угля с применением тепла в комплексе с направленно-горизонтальными скважинами.The invention relates to the oil industry, in particular to the development of oil fields, namely deposits of high viscosity oils and bitumen in sand reservoirs with layers of coal using heat in combination with directional horizontal wells.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, (патент РФ №2286445, МПК Е21В 43/24, опубл. 2006.10.27). При разработке залежи высоковязкой нефти или битума ведут бурение горизонтальных скважин с размещением нагнетательных горизонтальных скважин выше добывающих горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные горизонтальные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие горизонтальные скважины. Для разработки залежи принимают залежь с карбонатным коллектором. Добывающие горизонтальные скважины размещают перпендикулярно направлению естественной трещиноватости карбонатного коллектора. Горизонтальные нагнетательные скважины бурят из вертикальных скважин, располагаемых над горизонтальными стволами добывающих скважин. Причем горизонтальные стволы нагнетательных скважин бурят размыванием горной породы под давлением флюида с образованием тонких каналов диаметром 30-70 мм. Тонкие каналы выполняют разной длины с преимущественным размещением более длинных каналов в направлении, близком к направлению, перпендикулярному направлению естественной трещиноватости карбонатного коллектора, а менее длинные каналы преимущественно размещают в направлении естественной трещиноватости карбонатного коллектора. Недостатком данного способа является низкая эффективность, связанная с недостаточно эффективным воздействием пара на залежь высоковязкой нефти и отсутствием обеспечения ее стабильной подвижности в продуктивном пласте.A known method of developing deposits of highly viscous oil or bitumen, (RF patent No. 2286445, IPC EV 43/24, publ. 2006.10.27). When developing a highly viscous oil or bitumen deposit, horizontal wells are drilled with horizontal injection wells located above the producing horizontal wells, coolant is injected through the horizontal injection wells and reservoir fluids are taken through the producing horizontal wells. For the development of deposits take a deposit with a carbonate reservoir. Production horizontal wells are placed perpendicular to the direction of natural fracture of the carbonate reservoir. Horizontal injection wells are drilled from vertical wells located above horizontal trunks of production wells. Moreover, the horizontal wells of injection wells are drilled by erosion of the rock under fluid pressure with the formation of thin channels with a diameter of 30-70 mm. Thin channels are of different lengths with the predominant placement of longer channels in a direction close to the direction perpendicular to the direction of natural fracture of the carbonate reservoir, and shorter channels are predominantly placed in the direction of natural fracture of the carbonate reservoir. The disadvantage of this method is the low efficiency associated with the insufficiently effective effect of steam on the reservoir of highly viscous oil and the lack of ensuring its stable mobility in the reservoir.
Известен способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов наклонно-горизонтальными скважинами, принятый за прототип (патент РФ №2237804, МПК Е21В 43/24, опубл. 2004.10.10). Сущность изобретения: способ включает бурение скважин по определенной сетке, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины. Бурение скважин производят по радиальной сетке. Нагнетательные скважины располагают по продуктивному пласту ближе к верхней границе пласта по наиболее проницаемым пропласткам. Добывающие скважины располагают ближе к нижней границе пласта. На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией. В последующем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины. Недостатком данного способа является низкая эффективность, связанная с недостаточно эффективным воздействием пара на залежь высоковязкой нефти и отсутствием обеспечения ее стабильной подвижности в продуктивном пласте.A known method of developing deposits of highly viscous oils and bitumen inclined horizontal wells, adopted as a prototype (RF patent No. 2237804, IPC EV 43/24, publ. 2004.10.10). The inventive method includes drilling wells on a specific grid, injection of a displacing agent through injection wells and the selection of formation fluids through production wells. Drilling of wells is carried out on a radial grid. Injection wells are located on the reservoir closer to the upper boundary of the reservoir along the most permeable layers. Production wells are located closer to the lower boundary of the reservoir. At the initial stage of development, all wells conduct thermocyclic treatment of the formation with steam stimulation. Subsequently, they switch to the selection of reservoir fluids through production wells with areal impact on the reservoir through injection wells. The disadvantage of this method is the low efficiency associated with the insufficiently effective effect of steam on the reservoir of highly viscous oil and the lack of ensuring its stable mobility in the reservoir.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет эффективности степени воздействия пара на залежь высоковязкой нефти и обеспечение стабильной ее подвижности в продуктивном нефтяном пласте.The technical result of the invention is to increase the efficiency of the method due to the efficiency of the degree of steam exposure to the reservoir of high-viscosity oil and ensuring its stable mobility in a productive oil reservoir.
Технический результат достигается тем, что в способе разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов направленно-горизонтальными скважинами, включающем бурение нагнетательных и добывающих скважин с поверхности по определенной сетке, паровую обработку продуктивного нефтяного пласта, отбор нефти по добывающим скважинам, согласно изобретению перед началом разработки месторождения определяют месторасположение угольных пластов и продуктивных нефтяных пластов, затем бурят парогазожидкостную скважину с двумя параллельными горизонтальными стволами, расположенными в нижней части угольного пласта и верхней части продуктивного нефтяного пласта, создают циркуляционную систему, образованную нагнетательной скважиной с горизонтальным стволом, расположенным в верхней части угольного пласта, фильтрационными каналами, образованными направленным радиальным гидроразрывом угольного пласта, и перфорированным по длине горизонтальным стволом скважины для подачи парогазожидкостной смеси, после чего в продуктивном нефтяном пласте на уровне врезки горизонтального ствола парогазожидкостной скважины устанавливают разобщитель, а на насосно-компрессорных трубах выше уровня врезки бокового ствола парогазожидкостной скважины в угольный пласт монтируют пакер и на уровне его врезки пароструйный насос, после чего начинают непрерывную паровую обработку продуктивного нефтяного пласта, причем для повышения теплофизических свойств пара в него перед подачей в парогазожидкостную скважину добавляют азот в размере 5-10% объема от подаваемого объема пара, с одновременной закачкой в угольный пласт широкой фракции легких углеводородов, либо солярового дистиллята, либо керосина с отбором нефти по добычной скважине.The technical result is achieved by the fact that in the method of developing high-viscosity oil and bitumen deposits by directional horizontal wells, including drilling injection and production wells from the surface along a specific grid, steam treatment of a productive oil formation, oil selection from production wells, according to the invention, before starting field development, it is determined the location of coal seams and productive oil reservoirs, then a steam-gas-liquid well is drilled with two parallel burners the horizontal shafts located in the lower part of the coal seam and the upper part of the productive oil reservoir create a circulation system formed by the injection well with a horizontal wellbore located in the upper part of the coal seam, filter channels formed by the directed radial hydraulic fracturing of the coal seam, and a horizontal shaft perforated along the length wells for supplying a gas-vapor mixture, after which in a productive oil reservoir at the level of the horizontal hole and a steam-gas-liquid well is installed with a disconnector, and on the tubing above the side-hole level of the steam-gas-liquid well, a packer is mounted in the coal seam and a steam jet pump is installed at the level of its inset, after which continuous steam treatment of the productive oil formation is started, and to increase the thermophysical properties of steam in it before feeding into a gas-vapor-liquid well, nitrogen is added in the amount of 5-10% of the volume of the supplied steam volume, with the simultaneous injection into the coal seam of a wide fraction of hydrocarbons, or solar distillate, or kerosene with the selection of oil from a production well.
Технический результат достигается также тем, что проводят циклическую обработку паром добычной скважины.The technical result is also achieved by the fact that they carry out a cyclic steam treatment of the production well.
Применение предлагаемого способа по сравнению с прототипом позволит повысить его эффективность за счет увеличения степени воздействия пара на залежь высоковязкой нефти и обеспечит ее стабильную подвижность в продуктивном пласте.The application of the proposed method in comparison with the prototype will increase its effectiveness by increasing the degree of steam exposure to the reservoir of high viscosity oil and ensure its stable mobility in the reservoir.
Способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов направленно-горизонтальными скважинами поясняется чертежами, на фиг.1 показана общая принципиальная схема размещения скважин, на фиг.2 показана принципиальная схема установки пакера и пароструйного насоса, вид А, увеличено, на фиг.3 показана принципиальная схема установки разобщителя, вид Б, увеличено, где:The method of developing high-viscosity oil and bitumen deposits by directional horizontal wells is illustrated by drawings, figure 1 shows a general schematic diagram of the placement of wells, figure 2 shows a schematic diagram of the installation of a packer and steam jet pump, view A, enlarged, figure 3 shows a schematic diagram disconnector installation, type B, increased, where:
1 - угольный пласт;1 - coal seam;
2 - направленно-горизонтальная нагнетательная скважина;2 - directional horizontal injection well;
3 - направленно-горизонтальная парогазожидкостная скважина с двумя параллельными горизонтальными боковыми стволами в нижней части угольного пласта 1 и в верхней части продуктивного нефтяного пласта 6;3 - directional horizontal steam-gas-liquid well with two parallel horizontal sidetracks in the lower part of the coal seam 1 and in the upper part of the productive oil seam 6;
4 - фильтрационные каналы, образованные направленным радиальным гидроразрывом пласта;4 - filtration channels formed by directional radial hydraulic fracturing;
5 - наклонно-направленная добывающая скважина для отбора нефти;5 - directional production well for oil selection;
6 - продуктивный нефтяной пласт с высоковязкой нефтью;6 - productive oil reservoir with high viscosity oil;
7 - пароструйный насос, установленный в скважине 3 на уровне врезки бокового ствола в угольный пласт 1 на насосно-компрессорных трубах 10;7 - steam jet pump installed in the
8 - пакер, установленный в скважине 3 выше уровня врезки бокового ствола в угольный пласт 1 на насосно-компрессорных трубах 10;8 - packer installed in the
9 - разобщитель, установленный в скважине 3 на уровне врезки бокового ствола в продуктивный нефтяной пласта 6 на насосно-компрессорных трубах 10;9 - disconnector installed in the
10 - колонна насосно-компрессорных труб, например, термоизолированная.10 - tubing string, for example, thermally insulated.
Известно, что большинство углей являются естественными сорбентами. Газ в угольных пластах существует как в свободном, так и в связном состояниях, которые находятся в постоянном динамическом равновесии между собой. На больших глубинах основная масса газа, содержащаяся в угле, находится в сорбированном состоянии. При медленном разрушении угля даже при высоком давлении газ остается запертым в порах угля и его энергия расходуется на процесс медленной фильтрации. Поэтому газодинамические свойства пласта зависят от степени его нарушенности. Закономерности и особенности проявления газодинамики показывают, что механизм формирования газового коллектора в угольном пласте возможен на участках геологических нарушений техногенными процессами формирования зоны разгрузки и кинетики десорбции метана.It is known that most coals are natural sorbents. Gas in coal seams exists both in free and in bound states, which are in constant dynamic equilibrium with each other. At great depths, the bulk of the gas contained in coal is in a sorbed state. With the slow destruction of coal, even at high pressure, the gas remains trapped in the pores of the coal and its energy is spent on the process of slow filtration. Therefore, the gas-dynamic properties of the formation depend on the degree of its disturbance. The laws and features of the manifestation of gas dynamics show that the mechanism of formation of a gas reservoir in a coal seam is possible in areas of geological disturbances by technogenic processes of formation of a discharge zone and the kinetics of methane desorption.
Способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов направленно-горизонтальными скважинами осуществляют следующим образом. Перед началом разработки месторождения с высоковязкой нефтью с наличием в нем угольных пластов 1 определяют месторасположение угольных пластов 1 и продуктивных нефтяных пластов 6, например, с помощью бурения с отбором керна или геофизическими способами. Затем угольный пласт 1, залегающий выше продуктивного нефтяного пласта 6, вскрывают направленно-горизонтальной нагнетательной 2 скважиной. Горизонтальный ствол нагнетательной 2 скважины располагают в верхней части угольного пласта 1 выше горизонтального бокового ствола парогазожидкостной скважины 3, предназначенного для отвода обогащенного метаном растворителя нефти - широкой фракции легких углеводородов, солярового дистиллята или керосина и расположенного в нижней части угольного пласта 1. Горизонтальные стволы скважин 2 и 3, пробуренные по угольному пласту 1, перфорируют по длине. Направленным радиальным гидроразрывом жидкостью на основе широкой фракции легких углеводородов создают фильтрационные каналы 4. После чего осуществляют бурение второго горизонтального бокового ствола парогазожидкостной скважины 3 (параллельно первому) по продуктивному нефтяному пласту 6. Горизонтальный боковой ствол парогазожидкостной скважины 3 по продуктивному нефтяному пласту 6 располагают в верхней части продуктивного нефтяного пласта 6 выше горизонтального ствола наклонно-направленной добывающей скважины 5, пробуренного в нижней части продуктивного нефтяного пласта 6. Такое расположение горизонтальных стволов относительно друг друга обеспечивает минимальный перепад давления между ними, так как нагнетаемый по парогазожидкостной скважине 3 пар с добавленным в него азотом будет стремиться заполнить верхнюю часть продуктивного нефтяного пласта 6, а разогретая нефть и горячий конденсат будут эффективно отбираться, например, с помощью скважинного насоса по нижерасположенному горизонтальному боковому стволу добывающей скважины 5. Затем в парогазожидкостной скважине 3 монтируют термоизолированную колонну 10 насосно-компрессорных труб с установкой на уровне врезки горизонтального бокового ствола в продуктивный нефтяной пласт 6 разобщителя 9. Колонна 10 выполнена термоизолированной для предотвращения потерь тепла при нагнетании по ним пара. Разобщитель 9 предназначен для разобщения затрубного и забойного пространства. На уровне врезки горизонтального бокового ствола для отвода обогащенного метаном растворителя нефти в угольный пласт 1 устанавливают на колонне 10 насосно-компрессорных труб скважинный пароструйный насос 7. Пароструйный насос 7 служит для нагнетания в продуктивный нефтяной пласт 6 растворителя нефти за счет энергии нагнетаемого с поверхности по скважине 3 пара. Выше уровня врезки бокового горизонтального ствола скважины 3 в угольный пласт 1 монтируют на насосно-компрессорных трубах 10 пакер 8. После этого полученную циркуляционную систему запускают и отрабатывают продуктивный нефтяной пласт 6.A method of developing deposits of high viscosity oils and bitumen directional horizontal wells is as follows. Before developing a field with high viscosity oil with the presence of coal seams 1, the location of the coal seams 1 and productive oil seams 6 is determined, for example, by drilling with coring or by geophysical methods. Then the coal seam 1, lying above the productive oil seam 6, open directional horizontal injection 2 well. The horizontal well of injection well 2 is located in the upper part of the coal seam 1 above the horizontal lateral well of the steam-gas-
В угольный пласт 1 подают по направленно-горизонтальной нагнетательной скважине 2 вещество с большей, чем у метана сорбционной способностью - широкую фракцию легких жидких углеводородов, или соляровый дистиллят или керосин - растворители вязкой нефти. В качестве растворителей вязкой нефти могут быть использованы пропаны, бутаны и пентаны (газовый бензин), относящиеся к широкой фракции легких углеводородов. Проходя по естественным трещинам и порам угольного пласта 1, а в основном по созданным фильтрационным каналам 4, широкая фракция легких углеводородов будет и других сорбентов будет сорбировать метан из угля. При формировании газовых коллекторов на глубинах до 2000 м кинетика десорбции метана позволяет растворять в одной части широкой фракции легких углеводородов до 1000 частей метана. Десорбционные свойства обусловлены гидрофобизацией поверхности угля и способствуют разрушению химических связей молекул углерода с молекулами метана. Одновременно с нагнетанием растворителей высоковязкой нефти в продуктивный нефтяной пласт 6 по парогазожидкостной скважине 3 начинают нагнетать пар с добавленным в него на поверхности азотом - N2. Пароструйный насос 7, в котором согласно термодинамической теории насыщенный метаном растворитель нефти поступает в зону разрежения, распыляясь, взаимодействует с паром с добавленным в него азотом, а зоне диффузора происходит примешивание теплоносителя с подсасыванием растворителя метана и обмен импульсами движения, в результате происходит торможение потока по пути к выходу и повышается общая температура и давление. Таким образом пароструйный насос 7 подсасывает из первого горизонтального бокового ствола парогазожидкостной скважины 3 обогащенный метаном растворитель нефти и нагнетает его в продуктивный нефтяной пласт 6. Отбор нефти можно производить как по добывающей направленно-наклонной скважине 5, так и по вертикальной скважине (на чертеже условно не показана). Выбор вариантов расположения скважин и их конструкции зависит от конкретных горно-геологических характеристик нефтяного месторождения и особенностей формирования коллектора. Для ликвидации возможных отложений, например парафиновых, осуществляют циклическую паротепловую обработку скважины 5. Плотность сетки скважин определяется геологическими и технологическими свойствами пластов и окружающих пород.A substance with a sorption capacity greater than that of methane, a wide fraction of light liquid hydrocarbons, or solar distillate or kerosene — viscous oil solvents — is fed into the coal seam 1 through a directional horizontal injection well 2. As solvents for viscous oil, propanes, butanes and pentanes (gas gasoline), which belong to a wide fraction of light hydrocarbons, can be used. Passing through natural cracks and pores of coal seam 1, and mainly through created filtration channels 4, a wide fraction of light hydrocarbons and other sorbents will absorb methane from coal. When gas reservoirs are formed at depths up to 2000 m, the kinetics of methane desorption makes it possible to dissolve up to 1000 parts of methane in one part of a wide fraction of light hydrocarbons. The desorption properties are due to hydrophobization of the coal surface and contribute to the destruction of chemical bonds of carbon molecules with methane molecules. Simultaneously with the injection of solvents of high-viscosity oil into a productive oil formation 6, steam-gas-liquid well 3 begins to pump steam with nitrogen added to it on the surface — N 2 .
Тепловой способ воздействия на пласт является одним из самых эффективных способов повышения нефтеотдачи, особенно для вязких нефтей. При тепловом воздействии в нефтяном пласте протекают сложные процессы передачи энергии теплопроводностью, конвекцией, молекулярной диффузией. Подача обогащенного метаном сорбента - растворителя нефти в нефтенасыщенную зону непрерывной закачкой теплоносителя - пара с азотом способствует созданию дополнительного циклического градиента давления к добывающей скважине 5, снижению вязкости нефти и повышению ее подвижности. Непрерывная закачка вместе с паром нефтяного растворителя, обогащенного метаном, позволяет вести отбор нефти в результате расширения нефти, уменьшения ее вязкости и проявления режима растворенного газа, а также стимулировать ввод тепла и равномерное рассредоточение тепла по площади пласта 6 для обеспечения стабильной подвижности нефти в продуктивном нефтяном пласте 6. Наличие неконденсирующихся газов N2 способствует развитию газонапорного режима, который является одним из основных факторов повышения эффективности процесса за счет повышения температуры пара. Подача азота в размере 5-10% объема обеспечивает наиболее эффективное его использование. Подача в большем или меньшем количестве не приводит к необходимому результату. Тепловое расширение жидкостей приводит к возникновению неоднородного поля плотности высоковязкой нефти, и, в конечном счете, к ее свободному движению. Эффективность процесса паротепловой обработки повышается, если отбор жидкости из пласта 6 осуществляется при давлении, меньшем, чем упругость паров воды при вытеснении паровой фазой. При необходимости для регулирования рН пара может быть использован безводный аммиак.The thermal method of stimulating the formation is one of the most effective ways to increase oil recovery, especially for viscous oils. During thermal exposure, complex processes of energy transfer by heat conduction, convection, and molecular diffusion occur in the oil reservoir. The supply of a methane-enriched sorbent — an oil solvent — into the oil-saturated zone by continuous injection of a heat carrier — steam with nitrogen helps to create an additional cyclic pressure gradient to the producing well 5, decrease the oil viscosity and increase its mobility. Continuous injection together with steam of a methane-enriched oil solvent allows oil selection as a result of oil expansion, reduction of its viscosity and manifestation of a dissolved gas regime, as well as stimulation of heat input and uniform heat dispersion over formation area 6 to ensure stable oil mobility in a productive oil formation 6. The presence of non-condensable gases N 2 contributes to the development of gas pressure, which is one of the main factors in increasing the efficiency of the process due to increase in temperature of steam. The supply of nitrogen in the amount of 5-10% of the volume ensures its most efficient use. Serving in more or less does not lead to the desired result. Thermal expansion of liquids leads to the appearance of an inhomogeneous density field of highly viscous oil, and, ultimately, to its free movement. The efficiency of the steam-heat treatment process is increased if the selection of fluid from the reservoir 6 is carried out at a pressure lower than the vapor pressure of the water when displaced by the vapor phase. If necessary, anhydrous ammonia can be used to control the pH of the steam.
Предлагаемый способ может быть применен для разработки сложнопостроенного нефтегазового Степноозерского месторождения. Степноозерское месторождение характеризуется сложным геологическим строением, в частности наличием обширных зон глубокого размыва турнейских отложений (врезов) и формированием в них (в зонах размыва) мощных песчаных тел, являющихся ловушками нефти. Кроме песчаников во врезах отмечено наличие глин, углистых сланцев и углей. Другой особенностью месторождения является высокая вязкость нефтей, особенно бобриковских отложений. К настоящему времени реализованные на этом месторождении технологические решения при строительстве и освоении скважин не позволили выйти на проектные показатели разработки. Поэтому предложенное техническое решение данного вопроса является весьма актуальным.The proposed method can be applied to the development of complex oil and gas Stepnoozerskoye field. The Stepnoozerskoye field is characterized by a complex geological structure, in particular, the presence of extensive zones of deep erosion of Tournaisian deposits (cuts) and the formation of powerful sand bodies, which are oil traps, in them (in erosion zones). In addition to sandstones in the incisions, the presence of clays, carbonaceous shales and coals was noted. Another feature of the field is the high viscosity of oils, especially Bobrikov deposits. To date, the technological solutions implemented at this field during the construction and development of wells have not allowed reaching the design development indicators. Therefore, the proposed technical solution to this issue is very relevant.
Применение данного способа разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов направленно-горизонтальными скважинами обеспечивает следующие преимущества:The use of this method of developing high-viscosity oil and bitumen deposits by directional horizontal wells provides the following advantages:
- повышение эффективности за счет увеличения степени воздействия пара на залежь тяжелой вязкой нефти;- increased efficiency by increasing the degree of steam exposure to the reservoir of heavy viscous oil;
- обеспечение стабильной подвижности нефти в продуктивном пласте;- ensuring stable mobility of oil in the reservoir;
- снижение стоимости используемых реагентов за счет использования отходов нефтеперерабатывающих производств.- reduction in the cost of reagents used due to the use of refinery waste.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007112257/03A RU2344280C1 (en) | 2007-04-02 | 2007-04-02 | Method of high-viscosity oils and bitumens pools development by straight-horizontal wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007112257/03A RU2344280C1 (en) | 2007-04-02 | 2007-04-02 | Method of high-viscosity oils and bitumens pools development by straight-horizontal wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007112257A RU2007112257A (en) | 2008-10-20 |
| RU2344280C1 true RU2344280C1 (en) | 2009-01-20 |
Family
ID=40040806
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007112257/03A RU2344280C1 (en) | 2007-04-02 | 2007-04-02 | Method of high-viscosity oils and bitumens pools development by straight-horizontal wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2344280C1 (en) |
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101892827A (en) * | 2010-04-30 | 2010-11-24 | 钟立国 | Optimized steam injection technology for horizontal well in segments |
| RU2454533C1 (en) * | 2011-02-18 | 2012-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of non-homogeneous oil deposit at late stage of development |
| RU2507388C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of extra-heavy oil and/or bitumen deposits development with help of inclined wells |
| CN104763398A (en) * | 2015-02-11 | 2015-07-08 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | Mining method for deformed coal coalbed methane for V-shaped well bottom plate auxiliary layer |
| RU2611789C1 (en) * | 2016-01-11 | 2017-03-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of field of high viscous and ultra high viscous oil by thermal methods at late stage of development |
| RU2624858C1 (en) * | 2016-07-27 | 2017-07-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Recovery method of high-viscosity oil deposit by steam cyclic effect |
| RU2667099C2 (en) * | 2012-09-20 | 2018-09-14 | Статойл Канада Лимитед | Method of improved gravitational drainage in hydrocarbon formation |
| CN109403926A (en) * | 2018-10-31 | 2019-03-01 | 中国神华能源股份有限公司 | Implement the method for the coal bed gas of underground mining multilayer coal in a main entry |
| RU2722895C1 (en) * | 2019-11-18 | 2020-06-04 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Method for development of multilayer heterogenous oil deposit |
| RU2722893C1 (en) * | 2019-11-18 | 2020-06-04 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Method for development of multilayer inhomogeneous oil deposit |
| RU2760747C1 (en) * | 2021-06-18 | 2021-11-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir |
| RU2760746C1 (en) * | 2021-06-18 | 2021-11-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir |
| RU2802297C1 (en) * | 2023-02-13 | 2023-08-24 | Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования "Сколковский институт науки и технологий" (Сколковский институт науки и технологий) | Method for increasing oil recovery of kerogen-comprising shale formations |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109653715A (en) * | 2018-12-29 | 2019-04-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | Horizontal well section staggered displacement and imbibition oil displacement injection-production tubular column and method |
| CN112593936B (en) * | 2020-11-27 | 2023-05-02 | 陕西彬长孟村矿业有限公司 | Advanced comprehensive control method for multi-disaster area of deep mine |
-
2007
- 2007-04-02 RU RU2007112257/03A patent/RU2344280C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101892827B (en) * | 2010-04-30 | 2014-08-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | Horizontal well subsection optimization steam injection method |
| CN101892827A (en) * | 2010-04-30 | 2010-11-24 | 钟立国 | Optimized steam injection technology for horizontal well in segments |
| RU2454533C1 (en) * | 2011-02-18 | 2012-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of non-homogeneous oil deposit at late stage of development |
| RU2507388C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of extra-heavy oil and/or bitumen deposits development with help of inclined wells |
| RU2667099C2 (en) * | 2012-09-20 | 2018-09-14 | Статойл Канада Лимитед | Method of improved gravitational drainage in hydrocarbon formation |
| CN104763398A (en) * | 2015-02-11 | 2015-07-08 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | Mining method for deformed coal coalbed methane for V-shaped well bottom plate auxiliary layer |
| RU2611789C1 (en) * | 2016-01-11 | 2017-03-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of field of high viscous and ultra high viscous oil by thermal methods at late stage of development |
| RU2624858C1 (en) * | 2016-07-27 | 2017-07-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Recovery method of high-viscosity oil deposit by steam cyclic effect |
| CN109403926A (en) * | 2018-10-31 | 2019-03-01 | 中国神华能源股份有限公司 | Implement the method for the coal bed gas of underground mining multilayer coal in a main entry |
| RU2722895C1 (en) * | 2019-11-18 | 2020-06-04 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Method for development of multilayer heterogenous oil deposit |
| RU2722893C1 (en) * | 2019-11-18 | 2020-06-04 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Method for development of multilayer inhomogeneous oil deposit |
| RU2760747C1 (en) * | 2021-06-18 | 2021-11-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir |
| RU2760746C1 (en) * | 2021-06-18 | 2021-11-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir |
| RU2802297C1 (en) * | 2023-02-13 | 2023-08-24 | Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования "Сколковский институт науки и технологий" (Сколковский институт науки и технологий) | Method for increasing oil recovery of kerogen-comprising shale formations |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2007112257A (en) | 2008-10-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2344280C1 (en) | Method of high-viscosity oils and bitumens pools development by straight-horizontal wells | |
| US10927655B2 (en) | Pressure assisted oil recovery | |
| CA2243105C (en) | Vapour extraction of hydrocarbon deposits | |
| CA2046107C (en) | Laterally and vertically staggered horizontal well hydrocarbon recovery method | |
| CA2756389C (en) | Improving recovery from a hydrocarbon reservoir | |
| CA2766838C (en) | Enhancing the start-up of resource recovery processes | |
| CA2744767C (en) | Dual mobilizing agents in basal planar gravity drainage | |
| CA2766844C (en) | Heating a hydrocarbon reservoir | |
| US8770289B2 (en) | Method and system for lifting fluids from a reservoir | |
| CN104981584A (en) | Fluid injection in light tight oil reservoirs | |
| CA2815737C (en) | Steam assisted gravity drainage with added oxygen geometry for impaired bitumen reservoirs | |
| CA2744749C (en) | Basal planer gravity drainage | |
| RU2231631C1 (en) | Method of development of an oil pool | |
| US20130146284A1 (en) | Staggered horizontal well oil recovery process | |
| CA2759357C (en) | Staggered horizontal well oil recovery process | |
| RU2386801C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development with usage of in-situ combustion | |
| CA2783439A1 (en) | Water injection method for assisting in collection of oil in a sagd oil recovery application | |
| RU2672272C2 (en) | Method for developing super-viscous oil deposits | |
| WO2013166587A1 (en) | Steam anti-coning/cresting technology ( sact) remediation process | |
| RU2285117C2 (en) | Method for extracting hydrocarbon deposits | |
| RU2012786C1 (en) | Method for development of fields with heavy and viscous oils | |
| VAJPAYEE et al. | A COMPARATIVE STUDY OF THERMAL ENHANCED OIL RECOVERY METHOD. | |
| WO2013075207A1 (en) | Staggered horizontal well oil recovery process | |
| CA2815410A1 (en) | Steam anti-coning/cresting technology (sact) remediation process |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090403 |