RU2399754C1 - Heavy or bituminous oil production method - Google Patents
Heavy or bituminous oil production method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2399754C1 RU2399754C1 RU2009134297/03A RU2009134297A RU2399754C1 RU 2399754 C1 RU2399754 C1 RU 2399754C1 RU 2009134297/03 A RU2009134297/03 A RU 2009134297/03A RU 2009134297 A RU2009134297 A RU 2009134297A RU 2399754 C1 RU2399754 C1 RU 2399754C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- steam
- pressure
- well
- reservoir
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам разработки залежей тяжелых или битуминозных нефтей тепловыми методами с использованием горячей воды, водяного пара и растворителей.The invention relates to methods for developing deposits of heavy or tar oils by thermal methods using hot water, water vapor and solvents.
Известен «Способ извлечения вязкой нефти с повышенным содержанием асфальтеновых компонентов» (патент US №4469177, Е21В 43/24, опубл. 04.09.1984 г.), включающий закачку в пласт ароматического растворителя, содержащего 45-60% фенолов, карбоновых кислот и их ангидридов последовательно с закачкой пара, с одновременным отбором продукции при продолжающейся закачке пара.The well-known "Method for the extraction of viscous oil with a high content of asphaltene components" (US patent No. 4469177, ЕВВ 43/24, publ. 09/04/1984), including the injection into the reservoir of an aromatic solvent containing 45-60% phenols, carboxylic acids and their anhydrides in series with the injection of steam, with the simultaneous selection of products with continued injection of steam.
Недостатками способа являются: низкая эффективность при последовательной закачке растворителя и пара, непродуктивность использования пара из-за больших затрат энергии для подачи пара, значительно уменьшающего свой объем при высоких давлениях закачки, а также несоответствие экологическим нормам из-за применения фенола.The disadvantages of the method are: low efficiency with sequential injection of solvent and steam, the inefficiency of using steam due to the high energy consumption for supplying steam, significantly reducing its volume at high injection pressures, as well as the discrepancy with environmental standards due to the use of phenol.
Известен «Способ внутрипластовой добычи битумов и тяжелой нефти за счет циклической закачки растворителя» (патент СА №2349234, Е21В 43/22, опубл. 30.11.2002 г.), включающий поочередный отбор с использованием разжижителя продукции пласта через одиночную горизонтальную скважину и закачку через нее в пласт растворителя, снижающего вязкость нефти, при давлении в коллекторе выше давления жидкой фазы в паровую, причем в качестве растворителя применяют углеводороды метан и/или пропан и СO2, которые закачивают под высоким давлением, а в качестве разжижителя - пентан, гексан и/или гептан.The well-known "Method of in-situ production of bitumen and heavy oil through cyclic injection of solvent" (patent CA No. 2349234, ЕВВ 43/22, publ. November 30, 2002), including sequential selection using a thinner of formation production through a single horizontal well and injection through it into the reservoir of a solvent that reduces the viscosity of oil, at a pressure in the reservoir higher than the pressure of the liquid phase into the vapor, moreover, methane and / or propane and CO 2 hydrocarbons are used as a solvent, which are pumped under high pressure, and as a diluent I am pentane, hexane and / or heptane.
Недостатками способа являются: низкая эффективность и охват пласта из-за использования одиночной скважины, ускоренная кольматация пласта из-за осаждения асфальтосмолистых веществ при взаимодействии парафиновых углеводородных растворителей и разжижителей.The disadvantages of the method are: low efficiency and reservoir coverage due to the use of a single well, accelerated formation mudding due to the deposition of asphalt-resinous substances during the interaction of paraffinic hydrocarbon solvents and thinners.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Способ разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов» (патент СА №2342955, Е21В 43/24, опубл. 04.10.2002 г.), включающий закачку пара, создание паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции.The closest in technical essence and the achieved result is the "Method for the development of deposits of heavy oils and natural bitumen" (patent CA No. 2342955, ЕВВ 43/24, published 04.10.2002), including steam injection, creation of a steam chamber, joint steam injection and hydrocarbon solvent and product selection.
Недостатками способа являются: низкая эффективность и непродуктивность использования пара из-за больших затрат энергии для подачи пара, значительно уменьшающего свой объем при высоких давлениях, ускоренная кольматация пласта из-за осаждения асфальтосмолистых веществ при взаимодействии парафиновых углеводородных растворителей.The disadvantages of the method are: low efficiency and unproductive use of steam due to the high cost of energy for supplying steam, significantly reducing its volume at high pressures, accelerated reservoir formation due to the deposition of asphalt-resinous substances during the interaction of paraffinic hydrocarbon solvents.
Общими недостатками аналогов являются также большие затраты на исследования продукции пласта и процентного содержания растворителей под них, которые также имеют высокую стоимость, низкая эффективность из-за непродуктивных затрат при нагнетании пара, так как его нужно закачать во всю внутреннюю полость скважины и только после этого он будет нагнетаться в пласт, при этом высокая вероятность отложения солей в зоне прогрева пласта из-за прогрева воды в скважине до температуры кипения нагнетаемым паром.Common disadvantages of analogues are also the high cost of researching the production of the formation and the percentage of solvents for them, which also have a high cost, low efficiency due to unproductive costs when injecting steam, since it needs to be pumped into the entire internal cavity of the well and only after that it will be injected into the formation, while there is a high probability of salt deposition in the zone of formation heating due to heating of water in the well to the boiling point of the injected steam.
Технической задачей предлагаемого изобретения является удешевление способа добычи за счет исключения большого количества измерений и использования излишних скважинных измерительных приборов, а также исключения использования дорогостоящих растворителей, при этом увеличить эффективность за счет закачки в скважину воды в жидком состоянии с последующим переходом в парообразное непосредственно перед закачкой и интенсивного перемешивания вязкой продукции скважины с уже прогретой продукцией, исключающей отложение солей, с предварительной изоляцией пространства скважины выше продуктивного пласта.The technical task of the invention is to reduce the cost of production by eliminating a large number of measurements and using unnecessary downhole measuring instruments, as well as eliminating the use of expensive solvents, while increasing efficiency by injecting liquid water into the well, followed by transition to vapor immediately before injection and intensive mixing of viscous well products with already warmed up products, excluding salt deposition, with pre hydrochloric well insulated space above the producing formation.
Техническая задача решается способом добычи тяжелой или битуминозной нефти, включающим закачку пара в продуктивный пласт, создание паровой камеры в пласте и отбор продукции.The technical problem is solved by the method of producing heavy or bituminous oil, including the injection of steam into the reservoir, the creation of a steam chamber in the reservoir and the selection of products.
Новым является то, что в скважину спускают колонну труб, оборудованную снизу инжектором-смесителем с камерой низкого давления, межтрубное пространство скважины выше продуктивного пласта изолируют пакером, по колонне труб производят закачку воды, нагретой до температуры, превышающей температуру парообразования при пластовом давлении, и под давлением, превышающим давление парообразования таким образом, что обеспечивают переход воды в парообразное состояние в инжекторе-смесителе, засасывание из подпакерного пространства продукции пласта - нефти, перемешивание ее с паром и закачку в продуктивный пласт до повышения внутрипластового давления на 10-30%, после чего закачку пара прекращают и переходят к отбору продукции пласта.What is new is that a pipe string is equipped with a low-pressure chamber injector-mixer from below, the pipe annulus above the reservoir is isolated by a packer, water is heated through the pipe string to a temperature higher than the vaporization temperature at the reservoir pressure, and pressure exceeding the vaporization pressure in such a way that they ensure the transition of water to a vapor state in the injector-mixer, suction from the sub-packer space of the production ta - oil, mixing it with steam and pumped into a producing formation to the in situ pressure increase by 10-30%, after which steam injection is stopped and transferred to the selection of product formation.
Новым является также то, что отбор продукции продуктивного пласта осуществляют из отдельной горизонтальной скважины, проложенной у подошвы пласта в направлении вертикальной скважины на расстоянии от ее забоя на менее 5 м.Also new is the fact that the selection of productive formation products is carried out from a separate horizontal well laid at the bottom of the formation in the direction of a vertical well at a distance of less than 5 m from its bottom.
На фиг.1 изображена схема вертикальной скважины для реализации способа.Figure 1 shows a diagram of a vertical well for implementing the method.
На фиг.2 изображена схема реализации способа при добыче из горизонтальной скважины.Figure 2 shows a diagram of the implementation of the method for production from a horizontal well.
На фиг.3 изображен график парообразования воды в зависимости от давления и температуры.Figure 3 shows a graph of water vaporization as a function of pressure and temperature.
Способ добычи тяжелой или битуминозной нефти, включающий закачку (см. фиг.1) пара по скважине 1 в продуктивный пласт 2, создание паровой камеры (не показана) в пласте 2 и отбор продукции, например, при помощи насоса 3 (штангового, или электропогружного). Закачку воды производят по колонне труб 4 после изоляции межтрубного пространства скважины 1 выше продуктивного пласта 2 проходным пакером 5 под давлением, превышающим давление парообразования. Колонну труб 4 оборудуют снизу перед спуском в скважину инжектором-смесителем 6 (струйным насосом), камера низкого давления 7 которого сообщена с подпакерным пространством 8 через отверстия 9. Воду перед закачкой нагревают до температуры, превышающей температуру парообразования при гидростатическом давлении пласта 2.A method of producing heavy or bituminous oil, including injecting (see FIG. 1) steam through a
Отбор продукции продуктивного пласта 2 (см. фиг.2) осуществляют из отдельной горизонтальной скважины 10, проложенной у подошвы пласта 2 в направлении вертикальной скважины 1 на расстоянии от ее забоя на менее 5 м.The selection of products of the productive formation 2 (see figure 2) is carried out from a separate
Причем продукцию откачивают насосом 3 по полой колонне 11 (см. фиг.1 и 2).Moreover, the products are pumped out by the
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Строят скважину 1 (см. фиг.1), вскрывают продуктивный пласт 2, содержащий тяжелые и/или битуминозные нефти, проводят исследования пласта 2, определяя пластовое гидростатическое давление. После чего спускают в скважину 1 колонну труб 4 с седлом 12 под вставляемый насос 3, проходным пакером 5 и установленным снизу инжектором-смесителем 6 так, чтобы устанавливаемый после спуска пакер 5 герметизировал межтрубное пространство скважины 1 выше пласта 2. Причем вокруг седла 12 для свободного прохода перегретой жидкости выполнены обводные каналы 13, которые могут быть оборудованы обратными клапанами 14 для исключения передачи избыточного давления, возникающего при закачке пара в пласт, на устье скважины в обход насоса 3, что снижает перепад давлений, необходимый для подъема продукции пласта 2, на насосе 3, повышая его коэффициент полезного действия (КПД) и увеличивает количество отбора продукции пласта 2 за один цикл работы насоса 3. Затем на полой колонне 11 спускают насос 3, который герметично фиксируется в седле 12.A
Из условий гидростатического давления пласта 2 (на практике оно равнялось примерно 0,4 МПа) определяют температуру, не ниже которой необходимо нагреть воду, исходя из графика парообразования воды в зависимости от давления и температуры (см. фиг.3): при гидростатическом давлении 0,4 МПа температура закачиваемой воды должна быть не менее 144°С (см. точка В на фиг.3). После чего воду нагрели до температуры 160°С при давлении 0,8 МПа (при котором производится закачка воды), что позволило удерживать воду в жидком состоянии даже при закачке после прохождения по колонне труб 4 (см. фиг.1) и обводные каналы 13 с клапанами 14, на выходе которых температура воды составила примерно 155°С при давлении 0,7 МПа (что показали датчики, установленные в экспериментальную скважину), что соответствует точке А (см. фиг.3). При прохождении через инжектор-смеситель 6 (см. фиг.1), на выходе которого давление равно гидростатическому давлению пласта 2, жидкость переходит в парообразное состояние при температуре 155°С и давлении 0,4 МПа, что соответствует точке Б (см. фиг.3). При этом из-за сужения в сопле инжектора-смесителя 6 (см. фиг.1) и из-за перехода жидкости в пар (объем пара в данных условиях по сравнению с жидкостью возрастает в 3-7 раз) в этом сопле образуется высокоскоростной поток, создающий разрежение в камере низкого давления 7 инжектора-смесителя 6, в которую через отверстия 9 засасывается из подпакерного пространства 8 продукция пласта 2, которая, в свою очередь, перемешивается в сопле инжектора-смесителя 6 с паром, быстро нагреваясь и переходя во взвешенное состояние с паром, при этом исключается отложение солей, так как инжектор-смеситель 6, спущенный ниже пакера 5, производит прогрев и перемешивание с нефтью пласта 2, а не с водой. Разогретая нефть с паром задавливается в пласт 2, где при теплообмене продукция пласта разогревается и перемешивается с разогретой нефтью. При этом разогретый пар с нефтью стремятся под кровлю пласта 2, выдавливая уже разогретую продукцию пласта 2 в подпакерное пространство 8. После увеличения давления закачки, связанным с повышением внутрипластового давления под действием закачиваемого пара на 10-30% (на практике: с 0,8 до 0,9-1,0 МПа), закачку перегретой воды прекращают и осуществляют отбор продукции пласта 2 насосом 3 по полой колонне 11, разогретой до температуры перегретой воды. Отбор прекращают при снижении температуры продукции пласта 2 на устье скважины 1 до 30-50°С. После чего цикл работы повторяют.From the conditions of the hydrostatic pressure of formation 2 (in practice, it was approximately 0.4 MPa), determine the temperature, not lower than which it is necessary to heat the water, based on the schedule of water vaporization depending on pressure and temperature (see figure 3): at
При использовании нагнетательных вертикальных 1 (см. фиг.2) и добывающих горизонтальных скважин 10 строят вертикальную 1 и горизонтальную скважину 10, проложенную у подошвы пласта 2 в направлении вертикальной скважины 1 на расстоянии от ее забоя на менее 5 м (для исключения прорыва пара), вскрывают продуктивный пласт 2, содержащий тяжелые или битуминозные нефти, проводят исследования пласта 2, определяя пластовое гидростатическое давление. После чего спускают в вертикальную скважину 1 колонну труб 4 с проходным пакером 5 и установленным снизу инжектором-смесителем 6 так, чтобы устанавливаемый после спуска пакер 5 герметизировал межтрубное пространство скважины 1 выше пласта 2, а в горизонтальную скважину 10 на полой колонне 11 спускают насос 3.When using vertical injection 1 (see Fig. 2) and producing
Из условий гидростатического давления пласта 2 (на практике оно равнялось примерно 0,4 МПа) определяют температуру, не ниже которой необходимо нагреть воду, исходя из графика парообразования воды в зависимости от давления и температуры (см. фиг.3): при гидростатическом давлении 0,4 МПа температура закачиваемой воды должна быть не менее 144°С (см. точка В на фиг.3). После чего воду нагрели до температуры 160°С при давлении 0,7 МПа (при котором производится закачка воды), что позволило удерживать воду в жидком состоянии даже при закачке после прохождения по колонне труб 4 (см. фиг.2) на входе в инжектор-смеситель 6 температура воды составила примерно 155°С при давлении 0,7 МПа (что показали датчики, установленные в экспериментальную скважину), что соответствует точке А (см. фиг.3). При прохождении через инжектор-смеситель 6 (см. фиг.2), на выходе которого давление равно гидростатическому давлению пласта 2, жидкость переходит в парообразное состояние при температуре 155°С и давлении 0,4 МПа, что соответствует точке Б (см. фиг.3). При этом из-за сужения в сопле инжектора-смесителя 6 (см. фиг.2) и из-за перехода жидкости в пар (объем пара в данных условиях по сравнению с жидкостью возрастает в 3-7 раз) в этом сопле образуется высокоскоростной поток, создающий разрежение в камере низкого давления 7 инжектора-смесителя 6, в которую через отверстия 9 засасывается из подпакерного пространства 8 продукция пласта 2, которая, в свою очередь, перемешивается в сопле инжектора-смесителя 6 с паром, быстро нагреваясь и переходя во взвешенное состояние с паром. Разогретая нефть с паром задавливается в пласт 2, где при теплообмене продукция пласта разогревается и перемешивается с разогретой нефтью. При этом разогретый пар с нефтью стремятся под кровлю пласта 2, выдавливая уже разогретую продукцию пласта 2 в горизонтальную скважину 10. Отбор продукции пласта 2 насосом 3 по полой колонне 11.From the conditions of hydrostatic pressure of formation 2 (in practice, it was approximately 0.4 MPa), determine the temperature, not lower than which it is necessary to heat water, based on the schedule of water vaporization depending on pressure and temperature (see Fig. 3): at
При этом закачка перегретой воды в жидком состоянии значительно упрощает работу, так как жидкость перекачивается по колонне труб 4 (см. фиг.1 и 2) практически без потери давления, а применяемое устьевое оборудование (насосы, клапаны, соединения труб и т.п. - на фиг. не показаны) для закачки теплоносителя (в качестве которого выступает вода) значительно дешевле аналогов, применяемых для перекачки газообразного теплоносителя. Закачка же газообразного теплоносителя в пласт 2, где в качестве растворителя используется нагретая и находящаяся во взвешенном состоянии продукция пласта 2 (тяжелая или битуминозная нефть), позволяет прогреть пласт 2 по всей его толщине и переводя, а нагретая и находящаяся во взвешенном состоянии продукция пласта 2 интенсивно растворяет, переводя в более текучее состояние продукцию пласта, находящуюся в пласте 2, которая стекает в скважину 1, откуда отбирается насосом 3. Причем после добычи нефти нет необходимости очищать добытую нефть из скважины 1 от реагентов, так как растворение происходит той же нефтью. При этом исключение отложения солей при нагреве продукции пласта 2 в подпакерном пространстве 8 исключает их отложение в продуктивном пласте 2 и, как следствие, не приводит к преждевременной кольматации данного пласта 2, снижая его нефтеотдачу.In this case, the injection of superheated water in a liquid state greatly simplifies the operation, since the liquid is pumped through the pipe string 4 (see Figs. 1 and 2) with practically no pressure loss, and the wellhead equipment used (pumps, valves, pipe connections, etc.). - not shown in Fig.) for pumping a coolant (which is water) is much cheaper than analogues used for pumping a gaseous coolant. The injection of gaseous coolant into the
Наличие пакера 5, установленного в вертикальной скважине 1 над продуктивным пластом 2, исключает потери на прогрев всего объема жидкости, находящейся в скважине 1, и распределения объема газообразного состояния воды (пара) на весь внутренний объем скважины 1, что уменьшает количество пара, поступающего в пласт 2 и, как следствие, снижениет эффективность использования этого способа для вытеснения продукции пласта 2.The presence of a
Отсутствует необходимость постоянного контроля скважинными измерительными приборами за процессом закачки воды в парообразном состоянии в пласт 2, так как достаточно устьевых приборов (на фиг. не показаны) и первоначальных данных исследования свойств продуктивного пласта 2.There is no need for continuous monitoring by downhole measuring devices for the process of pumping water in a vapor state into
Предлагаемый способ позволяет удешевить технологический процесс добычи тяжелой или битуминозной нефти за счет исключения большого количества измерений и использования излишних скважинных измерительных приборов, а также позволяет увеличить эффективность этого процесса за счет закачки в скважину воды в жидком состоянии с последующим переходом в парообразное непосредственно перед закачкой и интенсивного перемешивания вязкой продукции внутри скважины с уже прогретой продукцией, исключая также отложение солей, с предварительной изоляцией пространства скважины выше продуктивного пласта.The proposed method allows to reduce the cost of the technological process for the production of heavy or bituminous oil by eliminating a large number of measurements and the use of unnecessary downhole measuring instruments, and also allows to increase the efficiency of this process by injecting liquid water into the well with subsequent transition to vapor immediately before injection and intensive mixing viscous products inside the well with already warmed up products, excluding salt deposition, with preliminary isolation tion of the well space above the producing formation.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009134297/03A RU2399754C1 (en) | 2009-09-11 | 2009-09-11 | Heavy or bituminous oil production method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009134297/03A RU2399754C1 (en) | 2009-09-11 | 2009-09-11 | Heavy or bituminous oil production method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2399754C1 true RU2399754C1 (en) | 2010-09-20 |
Family
ID=42939207
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009134297/03A RU2399754C1 (en) | 2009-09-11 | 2009-09-11 | Heavy or bituminous oil production method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2399754C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103925203A (en) * | 2014-04-25 | 2014-07-16 | 易鲁川 | Feedback type steam injection oil well pump |
| RU2599999C2 (en) * | 2011-06-13 | 2016-10-20 | Налко Компани | Additives for improving hydrocarbon recovery |
| RU2604261C2 (en) * | 2014-08-01 | 2016-12-10 | Научно-производственное акционерное общество закрытого типа (НПАО) "ЗОЯ" | High-pressure superheated water producing plant |
| RU2611873C1 (en) * | 2015-08-25 | 2017-03-01 | Владимир Георгиевич Кирячёк | Heavy hydrocarbons intraformational molecular modification method and device for its implementation |
| RU2657312C1 (en) * | 2017-06-20 | 2018-06-13 | Акционерное общество "РИМЕРА" (АО "РИМЕРА") | Method for oil production |
| RU2704686C1 (en) * | 2018-11-22 | 2019-10-30 | Отто Гуйбер | Method of in-situ molecular modification of deep-laying heavy hydrocarbons and device for its implementation |
-
2009
- 2009-09-11 RU RU2009134297/03A patent/RU2399754C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2599999C2 (en) * | 2011-06-13 | 2016-10-20 | Налко Компани | Additives for improving hydrocarbon recovery |
| CN103925203A (en) * | 2014-04-25 | 2014-07-16 | 易鲁川 | Feedback type steam injection oil well pump |
| CN103925203B (en) * | 2014-04-25 | 2015-12-30 | 易鲁川 | Reaction type steam injection oil well pump |
| RU2604261C2 (en) * | 2014-08-01 | 2016-12-10 | Научно-производственное акционерное общество закрытого типа (НПАО) "ЗОЯ" | High-pressure superheated water producing plant |
| RU2611873C1 (en) * | 2015-08-25 | 2017-03-01 | Владимир Георгиевич Кирячёк | Heavy hydrocarbons intraformational molecular modification method and device for its implementation |
| RU2657312C1 (en) * | 2017-06-20 | 2018-06-13 | Акционерное общество "РИМЕРА" (АО "РИМЕРА") | Method for oil production |
| RU2704686C1 (en) * | 2018-11-22 | 2019-10-30 | Отто Гуйбер | Method of in-situ molecular modification of deep-laying heavy hydrocarbons and device for its implementation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2740941C (en) | Process for solvent assisted in situ bitumen recovery startup | |
| RU2399754C1 (en) | Heavy or bituminous oil production method | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| US10145226B2 (en) | Steam-solvent-gas process with additional horizontal production wells to enhance heavy oil / bitumen recovery | |
| CA2867873C (en) | Methods and systems for downhole thermal energy for vertical wellbores | |
| US8770289B2 (en) | Method and system for lifting fluids from a reservoir | |
| RU2582256C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil or bitumen | |
| US20120241150A1 (en) | Methods for producing oil and/or gas | |
| CA2864646A1 (en) | Toe connector between producer and injector wells | |
| RU2527984C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
| RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
| RU103845U1 (en) | DEVICE FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OIL OR BITUMEN | |
| CA3061452C (en) | Depressurizing oil reservoirs for sagd | |
| RU2310744C1 (en) | Method for heavy and/or highly-viscous hydrocarbon production from underground deposit | |
| RU2145664C1 (en) | Method of developing fractured oil formation | |
| CA2951290C (en) | Hot water injection stimulation method for chops wells | |
| RU2431746C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of double well head horizontal wells | |
| US11802467B2 (en) | Process for preparing a well for a hydrocarbon recovery operation by redirecting produced emulsion during startup to a low-pressure surface line | |
| RU2752304C1 (en) | Method for borehole production of high-viscosity oil | |
| RU2803327C1 (en) | Method for operating a pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2791828C1 (en) | Method for producing high-viscosity oil using a pair of wells | |
| RU2445452C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit and bitumens, and device for heat displacement of product from horizontal wells | |
| RU2773088C1 (en) | Gravitational method of oil production by two-shed wells | |
| CA3032169C (en) | Methods and systems for start-up of solvent-based petroleum extraction operations | |
| RU2485304C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160912 |