RU2525891C1 - Device for development of super thick oil pool - Google Patents
Device for development of super thick oil pool Download PDFInfo
- Publication number
- RU2525891C1 RU2525891C1 RU2013114319/03A RU2013114319A RU2525891C1 RU 2525891 C1 RU2525891 C1 RU 2525891C1 RU 2013114319/03 A RU2013114319/03 A RU 2013114319/03A RU 2013114319 A RU2013114319 A RU 2013114319A RU 2525891 C1 RU2525891 C1 RU 2525891C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- filter
- super
- viscous oil
- additional
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов двухустьевыми скважинами и может быть использовано для отбора сверхвязкой нефти.The invention relates to the field of development of hydrocarbon deposits by double-well wells and can be used for the selection of super-viscous oil.
Известно устройство для осуществления способа разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент РФ №2340768, МПК E21B 43/24, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2008 г.), включающее двухустьевые верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, причем нагнетательная скважина на устье оборудована парогенератором, а добывающая - снабжена погружным насосом, при этом обе скважины по всей длине снабжены оптико-волоконным кабелем с термодатчиками.A device is known for implementing a method of developing a heavy oil or bitumen field using double-well horizontal wells (RF patent No. 2340768, IPC E21B 43/24, publ. In Bulletin No. 34 of 12/10/2008), including double-mouth upper and lower producing wells with horizontal sections located one above the other, and the injection well at the wellhead is equipped with a steam generator, and the producing well is equipped with a submersible pump, while both wells are equipped with an optical fiber cable with a thermal sensor along the entire length ikami.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- во-первых, большие финансовые и материальные затраты, связанные со строительством двухустьевых скважин (стоимость строительства двухустьевой скважины в три раза дороже в сравнении с одноустьевой скважиной), кроме того, термодатчики на оптико-волоконном кабеле размещены по всей длине обоих стволов двухустьевых скважин;- firstly, the large financial and material costs associated with the construction of double-well wells (the cost of constructing a double-well well is three times more expensive than a single-well well), in addition, temperature sensors on an fiber-optic cable are placed along the entire length of both shafts of double-well wells;
- во-вторых, о прорыве теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины судят по показаниям термодатчиков, на основе которых строят термограммы паровой камеры, производят их анализ, на основании которого изменяют направление фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции. Данный процесс не происходит автоматически и требует постоянного контроля за температурным режимом в паровой камере.- secondly, the breakthrough of the coolant into the horizontal section of the producing well is judged by the readings of the temperature sensors, on the basis of which the thermograms of the steam chamber are built, their analysis is made, based on which the direction of filtration and / or the modes of pumping the coolant and production selection are changed. This process does not occur automatically and requires constant monitoring of the temperature in the steam chamber.
Наиболее близким по технической сущности является устройство для осуществления способа разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2342524, МПК E21B 43/24, опубл. в бюл. №36 от 27.12.2008 г.), включающее двухустьевую скважину с обсадной колонной, обсаженную с двух концов до участка, который расположен в продуктивном пласте, насос для отбора продукции скважины, спущенный через одно устье скважины, и технологическую колонну для нагнетания теплоносителя, спущенную через другое устье скважины.The closest in technical essence is a device for implementing a method for developing deposits of highly viscous oil or bitumen (patent RU No. 2342524, IPC E21B 43/24, published in bulletin No. 36 dated 12/27/2008), including a two-well well with a casing, cased from two ends to the site, which is located in the reservoir, a pump for selecting well products, deflated through one wellhead, and a process string for pumping coolant, deflated through another wellhead.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- во-первых, минимальное расстояние между горизонтальными стволами двухустьевых скважин должно составлять не менее 5-7 метров в зависимости от неоднородности и фильтрационно-емкостных свойств пласта с целью исключения прямого прорыва теплоносителя из ствола нагнетательной в ствол добывающей двухустьевой скважины, что ограничивает применение данного способа в месторождениях высоковязкой нефти или битума (сверхвязкой нефти), где толщина пласта составляет до 7 метров, например 3-4 метра;- firstly, the minimum distance between horizontal shafts of double-well wells should be at least 5-7 meters, depending on the heterogeneity and filtration-reservoir properties of the formation in order to exclude direct breakthrough of the coolant from the barrel of the producing double-well well injection into the barrel, which limits the application of this method in deposits of high viscosity oil or bitumen (super-viscous oil), where the layer thickness is up to 7 meters, for example 3-4 meters;
- во-вторых, устройство обеспечивает закачку теплоносителя непосредственно в залежь, а пар, использующийся в качестве теплоносителя при работе устройства в залежи, превращается в конденсат, что приводит к его прорыву в ствол добывающей скважины и к преждевременному обводнению отбираемой сверхвязкой нефти, что снижает эффективность реализации устройства;- secondly, the device provides injection of the coolant directly into the reservoir, and the steam used as the coolant when the device is in the reservoir turns into condensate, which leads to its breakthrough into the wellbore of the producing well and to premature flooding of the selected super-viscous oil, which reduces the efficiency device implementation;
- в-третьих, оно обеспечивает только непрерывную закачку теплоносителя в нагнетательную скважину, что увеличивает затраты на теплоноситель;- thirdly, it provides only continuous injection of the coolant into the injection well, which increases the cost of the coolant;
- в четвертых, низкий коэффициент вытеснения высоковязкой нефти и битума, так как вытеснение сверхвязкой нефти из залежи осуществляется только за счет кондуктивного переноса тепла (образования паровой камеры) в залежи, получаемого за счет закачки теплоносителя в залежь.- fourthly, a low coefficient of displacement of highly viscous oil and bitumen, since the displacement of super-viscous oil from the reservoir is carried out only due to conductive heat transfer (formation of a vapor chamber) into the reservoir obtained by pumping the coolant into the reservoir.
Задачей изобретения является создание конструкции устройства, позволяющего увеличить коэффициент вытеснения сверхвязкой нефти из залежи, повысить эффективность работы устройства при вытеснении сверхвязкой нефти из залежи, а также исключить преждевременное обводнение отбираемой высоковязкой нефти или битума за счет разогрева и снижения вязкости сверхвязкой нефти без закачки теплоносителя в залежь с последующей обработкой залежи углеводородным растворителем.The objective of the invention is to create a device design that allows you to increase the coefficient of displacement of super-viscous oil from the reservoir, to increase the efficiency of the device when displacing super-viscous oil from the reservoir, and also to exclude premature flooding of the selected highly viscous oil or bitumen by heating and lowering the viscosity of the super-viscous oil without pumping the coolant into the reservoir followed by treatment of the reservoir with a hydrocarbon solvent.
Поставленная задача решается устройством для разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим расположенные в пределах залежи двухустьевую скважину с горизонтальным участком, обсаженным эксплуатационной колонной, и дополнительный ствол, закрепленный дополнительной эксплуатационной колонной с фильтром, технологическую колонну труб с насосом для отбора продукции скважины, спущенную через одно устье скважины, и технологическую колонну труб для нагнетания теплоносителя, спущенную через другое устье скважины.The problem is solved by a device for the development of a super-viscous oil deposit, including a two-well well with a horizontal section cased by a production string and an additional shaft secured by an additional production string with a filter, a pipe production string with a pump for sampling a well, lowered through one wellhead wells, and a technological string of pipes for pumping coolant, lowered through another wellhead.
Новым является то, что фильтр в дополнительной эксплуатационной колонне дополнительного горизонтального ствола размещен под обсаженной эксплуатационной колонной горизонтального участка двухустьевой скважины на расстоянии до 7 метров, при этом в эксплуатационной колонне со стороны дополнительного горизонтального ствола перед фильтром установлен глухой пакер, а насос размещен в двухустьевой скважине со стороны устья, сообщенного с дополнительным горизонтальным участком, с противоположного устья спущены и концентрично размещены в обсаженной эксплуатационной колонне горизонтального участка двухустьевой скважины две технологические колонны труб, причем на устье скважины технологические колонны труб оснащены нагнетательными линиями с вентилями, обвязаны с парогенераторной установкой, осуществляющей замкнутую циркуляцию теплоносителя по технологическим колоннам труб в обсаженной эксплуатационной колонне двухустьевой скважины без закачки теплоносителя в залежь с прогревом и снижением вязкости сверхвязкой нефти, причем со стороны устья двухустьевой скважины, с которой спущен насос в интервал фильтра дополнительной эксплуатационной колонны спущены термодатчики, а межколонное пространство обвязано с насосным агрегатом для закачки углеводородного растворителя в залежь через фильтр дополнительной эксплуатационной колонны, в процессе замкнутой циркуляции теплоносителя при достижении температуры разогрева и снижении вязкости сверхвязкой нефти в залежи, достаточной для растворения ее углеводородным растворителем, термодатчики сигнализируют на станцию управления, которая отключает парогенераторную установку. Затем производят закачку углеводородного растворителя по межколонному пространству через фильтр дополнительной эксплуатационной колонны в залежь с целью разжижения разогретой сверхвязкой нефти в интервале фильтра дополнительной эксплуатационной колонны, насосом по технологической колонне труб производят отбор разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти, по мере отбора сверхвязкой нефти снижается температура и повышается вязкость сверхвязкой нефти выше допустимой для разжижения сверхвязкой нефти углеводородным растворителем в интервале фильтра дополнительной эксплуатационной колонны, о чем сигнализируют термодатчики на станцию управления, которая подает сигнал на включение парогенератора, в дальнейшем процесс повторяется.What is new is that the filter in the additional production casing of the additional horizontal well is located under the cased production casing of the horizontal section of the wellhead at a distance of up to 7 meters, while a dead packer is installed in the production casing from the side of the additional horizontal well in front of the filter, and the pump is located in the double-well from the mouth connected with an additional horizontal section, from the opposite mouth are lowered and concentrically placed in a cased production casing of a horizontal section of a two-well borehole has two production casing pipes, and at the wellhead, the production casing pipes are equipped with injection lines with valves, connected to a steam generator, which circulates the coolant through the processing casing pipes in a cased production casing of a two-well well without pumping coolant into the reservoir heating and lowering the viscosity of super-viscous oil, moreover, from the mouth of a double-well well, where the pump is lowered, the temperature sensors are lowered into the filter interval of the additional production string, and the annular space is connected with the pump unit for pumping hydrocarbon solvent into the reservoir through the filter of the additional production string, in the process of closed circulation of the coolant when the heating temperature is reached and the viscosity of super-viscous oil in the reservoir is sufficient to reduce dissolving it with a hydrocarbon solvent, temperature sensors signal to the control station, which turns off the steam by the laboratory setting. Then, hydrocarbon solvent is injected through the annular space through the filter of the additional production string into the reservoir with the aim of liquefying the heated super-viscous oil in the filter interval of the additional production string, a pump is used to select the heated and liquefied super-viscous oil through the pipe casing, and the temperature decreases and the temperature increases the viscosity of super-viscous oil is higher than permissible for thinning super-viscous oil by a hydrocarbon solvent in and in the filter interval of the additional production casing, as thermal sensors signal to the control station, which sends a signal to turn on the steam generator, the process is repeated in the future.
На фиг. 1 схематично изображено устройство для разработки залежи сверхвязкой нефти в процессе замкнутой циркуляции теплоносителя.In FIG. 1 schematically shows a device for the development of deposits of super-viscous oil in the closed circulation of the coolant.
На фиг. 2 схематично изображено устройство для разработки залежи сверхвязкой нефти в процессе закачки углеводородного растворителя.In FIG. 2 schematically shows a device for developing a deposit of super-viscous oil in the process of pumping a hydrocarbon solvent.
На фиг. 3 схематично изображено устройство для разработки залежи сверхвязкой нефти в процессе отбора разогретой и разжиженной высоковязкой нефти или битума.In FIG. 3 schematically shows a device for developing a deposit of super-viscous oil in the process of selecting heated and liquefied highly viscous oil or bitumen.
Сверхвязкая нефть или битум добывается на Ашальчинском месторождении Республики Татарстан Российской Федерации и в пластовых условиях имеет вязкость от 20000 до 30000 МПа·с (см. «Нефтегазовая Вертикаль» 10, 2011 г., с.88-91). Как видно из таблицы, стр.89, вязкость сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения составляет 25000 МПа·с.Super-viscous oil or bitumen is produced at the Ashalchinskoye field of the Republic of Tatarstan of the Russian Federation and under reservoir conditions has a viscosity of 20,000 to 30,000 MPa · s (see Oil and Gas Vertical 10, 2011, p. 88-91). As can be seen from the table, p. 89, the viscosity of the super-viscous oil of the Ashalchinskoye field is 25,000 MPa · s.
Устройство для разработки залежи сверхвязкой нефти включает двухустьевую скважину 1 (см. фиг.1) с горизонтальным участком 2, расположенную в пределах залежи 3. Двухустьевая скважина 1 обсажена с двух концов устьев эксплуатационной колонной 4, например, выполненной из труб диаметром 168 мм. Далее, например, со стороны левого устья 5 для зарезки дополнительного горизонтального ствола 6 вырезают окно в эксплуатационной колонне 4 двухустьевой скважины 1 с помощью любого известного режущего инструмента, например с помощью УВУ (универсальное вырезающее устройство).A device for developing a super-viscous oil reservoir includes a two-well borehole 1 (see FIG. 1) with a
После чего производят бурение дополнительного горизонтального ствола 6 и его крепление дополнительной эксплуатационной колонной 7, например, из труб диаметром 120 мм с фильтром 8.After that, an additional
Фильтр 8 в дополнительной эксплуатационной колонне 7 дополнительного горизонтального ствола 6 размещен под эксплуатационной колонной 4 горизонтального участка 2 двухустьевой скважины 1 на расстоянии до 7 метров, которое определяется опытным путем для каждой залежи в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств, например, на расстоянии H=4 м, при этом общая длина горизонтального участка 2, обсаженного эксплуатационной колонной 4 - L=250 м, а длина фильтра 8 дополнительного горизонтального ствола 6 - A=300 м.The
Внутри эксплуатационной колонны 4 со стороны дополнительного горизонтального ствола 6 устанавливают глухой пакер 9, например в виде пакер-пробки (см. патент РФ №2346142, МПК 8 E21B 33/12, опубл. в бюл. №4 от 10.02.2009 г.).Inside the
Через левое 5 и правое 10 устья производят обустройство двухустьевой скважины 1. Для отбора разогретой высоковязкой нефти через левое устье 5 двухустьевой скважины 1 спускают колонну труб 11 с насосом 12 любой известной конструкции, например винтовой, Кроме того, в интервале фильтра 8 дополнительной эксплуатационной колонны 7 размещены термодатчики (на фиг.1, 2, 3 не показано), например, спущенные на оптико-волоконном кабеле (на фиг.1, 2, 3 не показано).An arrangement of a double-well
С противоположного устья 10 (см. фиг.1) последовательно спускают и концентрично размещают в обсаженной эксплуатационной колонне 4 горизонтального участка 2 двухустьевой скважины 1 две технологические колонны труб 13 и 14, например, диаметром 89 и 60 мм соответственно, причем технологическая колонна труб большего диаметра 13 оснащена на конце термостойким пакером 15, причем сначала спускают технологическую колонну 13 большего диметра и сажают пакер 15, а затем спускают технологическую колонну труб 14 меньшего диаметра до тех пор, пока нижний конец технологической колонны труб 14 на 1-2 метра не достигнет глухого пакера 9.From the opposite mouth 10 (see FIG. 1), two
Пакер 15 выполнен термостойким, что позволяет работать при высокой температуре; например, выпускаемые научно-производственной фирмой «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан) пакеры с механической осевой установкой соответствующего типоразмера марки ПРО-ЯДЖ рассчитаны на максимальную температуру рабочей среды 200°C.The
На устье 10 двухустьевой скважины 1 технологические колонны труб 13 и 14 оснащены вентилями 16 и 17 и обвязаны с парогенераторной установкой (ПГУ) 18, позволяющей производить замкнутую циркуляцию теплоносителя по технологическим колоннам труб в обсаженной эксплуатационной колонне 4 двухустьевой скважины 1 без закачки теплоносителя, например водяного пара, далее пара, при температуре 220-250°C в залежь 3.At the
Вентиль 16 размещен в составе нагнетательной линии, сообщающей технологическую колонну труб 13 с ПГУ 18. Вентиль 17 размещен на всасывающей линии, сообщающей технологическую колонну труб 14 с ПГУ 18.The
На устье 5, со стороны которого спущен насос 12 в интервале фильтра 8 дополнительной эксплуатационной колонны 7, размещены термодатчики (на фиг.1, 2 и 3 не показано), а межколонное пространство 19 (см. фиг.1) обвязано с насосным агрегатом 20 через вентиль 21.On the
Насосный агрегат 20 позволяет производить закачку углеводородного растворителя в залежь 3 через фильтр 8 дополнительной эксплуатационной колонны 7. В качестве насосного агрегата 20 применяют, например, цементировочный агрегат марки ЦА-320. На устье 5 колонна труб 11 оснащена вентилем 22.The
Устройство для разработки залежи сверхвязкой нефти работает следующим образом.A device for the development of deposits of extra-viscous oil works as follows.
Закрывают вентиль 21 и 22, открывают вентили 16 и 17 и начинают закачку теплоносителя, например, водяного пара при температуре 220-250°C от парогенераторной установки (ПГУ) 18 через правое устье 10 (см. фиг.1) двухустьевой скважины 1 через вентиль 16 по технологической колонне труб 13 в обсаженную эксплуатационную колонну 4 в горизонтальном участке 2 двухустьевой скважины 1 без закачки теплоносителя в залежь 3 и дальнейшим подъемом теплоносителя по технологической колонне труб 14 через вентиль 17 в ПГУ 18, таким образом, производят замкнутую циркуляцию теплоносителя.
Наличие двух технологических колонн труб 13 и 14 обеспечивает наименьшие потери тепла в вертикальной части 23 эксплуатационной колонны 4 в процессе циркуляции и максимальную теплопередачу при контакте теплоносителя с эксплуатационной колонной 4 в горизонтальном участке 2 двухустьевой скважины 1, так как исключается контакт теплоносителя непосредственно с вертикальной частью 23 эксплуатационной колонны 4 скважины до достижения им горизонтального участка 2 двухустьевой скважины 1.The presence of two technological columns of
Глухой пакер 9 исключает попадание пара в эксплуатационную колонну 4 двухустьевой скважины 1 со стороны левого устья 5 и в дополнительный горизонтальный ствол 6.The
В процессе замкнутой циркуляции пара в интервале фильтра 8 дополнительной эксплуатационной колонны 7 происходит повышение температуры, например, до 45°C и снижение вязкости в залежи сверхвязкой нефти 3 до величины, обеспечивающей разжижение нефти и битума в камере растворителя при последующей закачке углеводородного растворителя; например, при температуре 45°C вязкость сверхвязкой нефти снижается до µ=200 МПа·с, о чем термодатчики сигнализируют на станцию управления 24, и по сигналу со станции управления 24 отключается парогенераторная установка 18, закрываются вентили 16 и 17.In the process of closed steam circulation in the interval of the
Изменение значения вязкости (µ, МПа·с) сверхвязкой нефти при нагревании или остывании, т.е. в зависимости от температуры (t, °C), определяется опытным путем до начала работы предлагаемого устройства в лабораторных условиях.Change in viscosity (µ, MPa · s) of super-viscous oil upon heating or cooling, i.e. depending on the temperature (t, ° C), it is determined empirically before the work of the proposed device in the laboratory.
Открывают вентиль 21 и с помощью насосного агрегата 20 производят закачку углеводородного растворителя по межколонному пространству 19 (см. фиг.2) двухустьевой скважины 1 через фильтр 8 дополнительной эксплуатационной колонны 7 в залежь 3 с целью разжижения сверхвязкой нефти в нее, имеющей вязкость, как указано выше µ=200 МПа·с.Open
В качестве углеводородного растворителя применяют, например, Нефрас А-130/150 (ГОСТ 10214-78), который закачивают в объеме, определяемом опытным путем в зависимости от емкостно-фильтрационных свойств залежи 3 сверхвязкой нефти, например, закачивают углеводородный растворитель марки Нефрас А-130/150 в объеме 5 м3. По окончании закачки углеводородного растворителя закрывают вентиль 21 и открывают вентиль 22.As a hydrocarbon solvent, for example, Nefras A-130/150 (GOST 10214-78) is used, which is pumped in an amount determined empirically depending on the capacitance-filtration properties of
Также в качестве углеводородного растворителя может быть применен Пефрас-С 150/200 по ТУ 38.40125-82 или Нефрас-Ар 120/200 по ТУ 38.101809-80.Pefras-S 150/200 according to TU 38.40125-82 or Nefras-Ar 120/200 according to TU 38.101809-80 can also be used as a hydrocarbon solvent.
За счет диффузии углеводородного растворителя сверхвязкая нефть разжижается и стекает по границам камеры растворителя под действием гравитационных сил через фильтр 8 в дополнительную эксплуатационную колонну 7.Due to the diffusion of the hydrocarbon solvent, super-viscous oil liquefies and flows along the boundaries of the solvent chamber under the influence of gravitational forces through the
Откуда насосом 12 (см. фиг.3) по колонне труб 11 производят отбор разогретой и разжиженной высоковязкой нефти и битума на поверхность через открытый вентиль 22.From where, by pump 12 (see FIG. 3), the heated and liquefied highly viscous oil and bitumen are taken to the surface through an
По мере отбора сверхвязкой нефти снижается температура, например, 20°C и повышается ее вязкость выше допустимой для разжижения углеводородным растворителем сверхвязкой нефти в камере растворителя, что не позволяет углеводородному растворителю разжижать сверхвязкую нефть. Это обусловлено тем, что углеводородный растворитель в зависимости от типа разжижает сверхвязкую нефть в определенном диапазоне вязкости сверхвязкой нефти, и, например, при достижении вязкости сверхвязкой нефти в залежи 3 сверхвязкой нефти µ=4000 МПа·с и ниже углеводородный растворитель не разжижает сверхвязкую нефть.As the selection of super-viscous oil, the temperature decreases, for example, 20 ° C and its viscosity rises above the permissible level for diluting a super-viscous oil with a hydrocarbon solvent in the solvent chamber, which does not allow the hydrocarbon solvent to thin the super-viscous oil. This is due to the fact that, depending on the type, a hydrocarbon solvent liquefies super-viscous oil in a certain viscosity range of super-viscous oil, and, for example, when the viscosity of super-viscous oil in
Поэтому при превышении вязкости сверхвязкой нефти выше допустимой, т.е. µ=4000 МПа·с, термодатчики сигнализируют на станцию управления 24, которая подает сигнал на включение парогенератора 18, и в дальнейшем процесс повторяется.Therefore, if the viscosity of super-viscous oil is exceeded above the permissible, i.e. µ = 4000 MPa · s, the temperature sensors signal to the
Предлагаемое устройство позволяет увеличить коэффициент вытеснения сверхвязкой нефти и повысить эффективность работы устройства при вытеснении высоковязкой нефти или битума из залежи за счет разогрева и снижения вязкости сверхвязкой нефти без закачки теплоносителя в залежь с последующей обработкой залежи углеводородным растворителем, а также исключить преждевременное обводнение отбираемой высоковязкой нефти или битума за счет разработки залежи сверхвязкой нефти без закачки воды в пласт.The proposed device allows to increase the displacement coefficient of super-viscous oil and to increase the efficiency of the device when displacing highly viscous oil or bitumen from the reservoir by heating and lowering the viscosity of the super-viscous oil without pumping the coolant into the reservoir, followed by treatment of the reservoir with a hydrocarbon solvent, and also to exclude premature flooding of the selected high-viscosity oil or bitumen due to the development of deposits of super-viscous oil without pumping water into the reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013114319/03A RU2525891C1 (en) | 2013-03-29 | 2013-03-29 | Device for development of super thick oil pool |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013114319/03A RU2525891C1 (en) | 2013-03-29 | 2013-03-29 | Device for development of super thick oil pool |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2525891C1 true RU2525891C1 (en) | 2014-08-20 |
Family
ID=51384658
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013114319/03A RU2525891C1 (en) | 2013-03-29 | 2013-03-29 | Device for development of super thick oil pool |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2525891C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2582256C1 (en) * | 2015-03-23 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil or bitumen |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| RU2287678C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting heterogeneous oil-bitumen deposit |
| RU2342524C1 (en) * | 2007-03-22 | 2008-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of high viscous oil or bitumen deposit |
| RU2410534C1 (en) * | 2009-12-14 | 2011-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit by using two-head horizontal wells |
| RU103845U1 (en) * | 2010-12-17 | 2011-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | DEVICE FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OIL OR BITUMEN |
| RU2468194C1 (en) * | 2011-06-01 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections |
| RU2474680C1 (en) * | 2011-08-19 | 2013-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit using two-head horizontal wells |
-
2013
- 2013-03-29 RU RU2013114319/03A patent/RU2525891C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| RU2287678C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting heterogeneous oil-bitumen deposit |
| RU2342524C1 (en) * | 2007-03-22 | 2008-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of high viscous oil or bitumen deposit |
| RU2410534C1 (en) * | 2009-12-14 | 2011-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit by using two-head horizontal wells |
| RU103845U1 (en) * | 2010-12-17 | 2011-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | DEVICE FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OIL OR BITUMEN |
| RU2468194C1 (en) * | 2011-06-01 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections |
| RU2474680C1 (en) * | 2011-08-19 | 2013-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit using two-head horizontal wells |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2582256C1 (en) * | 2015-03-23 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil or bitumen |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| US10113402B2 (en) | Formation fracturing using heat treatment | |
| RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
| RU2663528C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
| RU103845U1 (en) | DEVICE FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OIL OR BITUMEN | |
| RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
| 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 | |
| RU2525891C1 (en) | Device for development of super thick oil pool | |
| RU2526047C1 (en) | Development of extra-heavy crude oil | |
| RU2434128C1 (en) | Procedure for development of high viscous and heavy oil deposit by thermal treatment | |
| RU2434129C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposit | |
| RU2543848C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with controlled product extraction from horizontal wells | |
| RU2555163C1 (en) | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells | |
| RU2657307C1 (en) | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2595032C1 (en) | Downhole pump unit for production of bituminous oil | |
| RU2486335C1 (en) | Method of development for ultraviscous oil deposits with thermal influence | |
| RU2679423C1 (en) | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals | |
| RU2690588C2 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2690586C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150330 |