RU2626500C1 - Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины - Google Patents
Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2626500C1 RU2626500C1 RU2016121628A RU2016121628A RU2626500C1 RU 2626500 C1 RU2626500 C1 RU 2626500C1 RU 2016121628 A RU2016121628 A RU 2016121628A RU 2016121628 A RU2016121628 A RU 2016121628A RU 2626500 C1 RU2626500 C1 RU 2626500C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- horizontal well
- gas
- tubing
- gas cap
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 42
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims abstract description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 abstract description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 2
- 238000011981 development test Methods 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005213 imbibition Methods 0.000 abstract 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 10
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000002641 tar oil Substances 0.000 description 2
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 1
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти с одновременным снижением затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки. Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины включает строительство горизонтальной скважины с вскрытием продуктивного пласта, спуск насосно-компрессорных труб НКТ, подачу теплоносителя по НКТ и отбор продукции скважины. До начала строительства скважины производят исследования месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок. Бурят оценочную скважину над горизонтальной скважиной с вскрытием газовой шапки. Горизонтальную скважину располагают под газовой шапкой. При строительстве в скважинах располагают устройства контроля давления и температуры. В качестве рабочего агента для оценочной скважины применяют инертный газ, который нагнетают в газовую шапку, соблюдая условие, что давление в газовой шапке должно быть больше на 5-20% давления нагнетания рабочего агента в горизонтальную скважину. В качестве рабочего агента для горизонтальной скважины применяют водяной пар, который нагнетают циклически, сочетая с ожиданием термокапиллярной пропитки и последующим отбором продукции по НКТ. 1 ил., 1 пр.
Description
Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано для разработки залежей углеводородных флюидов, в частности, при добыче высоковязкой нефти и природного битума.
Известен способ разработки и добычи высоковязкой нефти (заявка РФ №2007122922/03, Е21В 43/24, опубл. 27.12.2008), включающий бурение этажной горизонтальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости, при этом окна зарезки горизонтальных стволов располагаются в нефтенасыщенном пласте на расстоянии 8-10 м друг от друга, а вытеснение вязкой нефти или битума производится с помощью закачки теплоносителя. Горизонтальные стволы бурятся по восходящей траектории и размещаются по направлению к купольной части залежи, забой каждого ствола располагается выше окна зарезки. Закачка теплоносителя ведется через насосно-компрессорные трубы (НКТ) верхнего горизонтального ствола, а отбор жидкости - через НКТ нижнего горизонтального.
Недостатками данного способа являются высокая стоимость бурения этажной горизонтальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости, сложность монтажа спускаемого оборудования. Необходимость бурения двух горизонтальных стволов скважины ограничивает выбор разрабатываемого участка по толщине продуктивного пласта. Недостатками этого способа также являются невозможность исследований месторождений для выделения участков с наличием газовых шапок, что приведет к неоптимальной закачке пара (теплоносителя) и, как следствие, к значительным энергетическим затратам и снижению прогрева и добычи высоковязкой нефти, так как при закачке пара в нагнетательную скважину будут происходить большие теплопотери за счет утечки пара в газовую шапку.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины (Патент РФ №2067168, Е21В 43/24, опубл. 27.09.1996), включающий добычу высоковязкой нефти методом циклической закачки теплоносителя в конечную часть ствола горизонтальной скважины и отбора жидкости из отделенной пакером зоны закачки пара ближайшего участка. Способ реализуется следующим образом: по кольцевым образующим в начале и в конце горизонтальной части участка эксплуатационной колонны скважины производится перфорация, к ближайшему к забою интервалу перфорации спускаются НКТ, снабженные пакерным устройством, разобщающим горизонтальный ствол скважины между этими двумя группами перфорации. Теплоноситель закачивается по НКТ в пласт через удаленную зону перфорации, а жидкость отбирается из ближней от устья зоны перфорации. Транспорт жидкости на поверхность производится по кольцевому межтрубному пространству скважины.
Недостатками этого способа являются невозможность исследований месторождений для выделения участков с наличием газовых шапок, что приведет к неоптимальной закачке пара (теплоносителя) и, как следствие, к значительным энергетическим затратам и снижению прогрева и добычи высоковязкой нефти, так как при закачке пара в нагнетательную скважину будут происходить большие теплопотери за счет утечки пара в газовую шапку. Также недостатками являются в предложенном способе использование только фонтанного способа подъема жидкости на поверхность по межтрубному пространству, что дает нестабильный и низкий отбор жидкости, а также исключение предварительного прогрева всей зоны.
Техническими задачами способа разработки залежи битуминозной нефти являются расширение функциональных возможностей за счет применения на залежах с наличием газовых шапок и снижение затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению коэффициента извлечения нефти (КИН), а также контроль распространения теплового воздействия по битуминозной залежи.
Технические задачи решаются способом разработки битуминозной нефти из горизонтальной скважины, включающим строительство горизонтальной скважины с вскрытием продуктивного пласта, спуск НКТ, подачу теплоносителя по НКТ и отбор продукции скважины
Новым является то, что до начала строительства скважины производят исследования месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок, бурят оценочную скважину над горизонтальной скважиной с вскрытием газовой шапки, горизонтальную скважину располагают под газовой шапкой, а при строительстве в скважинах располагают устройства контроля давления и температуры, в качестве рабочего агента для оценочной скважины применяют инертный газ, который нагнетают в газовую шапку, соблюдая условие, что давление в газовой шапке должно быть больше на 5-20% давления нагнетания рабочего агента в горизонтальную скважину, причем в качестве рабочего агента для горизонтальной скважины применяют водяной пар, который циклически нагнетают, сочетая с ожиданием термокапиллярной пропитки и последующим отбором продукции по НКТ.
На чертеже изображена схема реализации способа разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины.
Способ реализуется в следующей последовательности.
Исследуют залежь 1 для выделения участков с наличием газовых шапок 2 при помощи промыслово-геофизических методов, например импульсного нейтрон-нейтронного каротажа. На участке залежи 1 с наличием одной из газовых шапок 2 производят строительство расположенных друг над другом оценочной 3 и парациклической 4 скважин с соответствующими вскрытыми вертикальным 5 и горизонтальным 6 участками, расположенными в залежи 1 в газовой шапке 2 и ниже газовой шапки 2 соответственно. При строительстве в скважинах 3 и 4 располагают устройства 7 контроля давления и температуры. Забой вертикальной скважины 3 располагают над средней частью горизонтальной скважины 4 на 5-15 м выше. В оценочную 3 и горизонтальную 4 скважины производят спуск НКТ 8 и 9. Производят закачку инертного газа через НКТ в вертикальный участок оценочной скважины на уровне газовой шапки, повышая давление в газовой шапке.
Закачивают в скважину 4 при давлении в призабойной зоне скважины 4 меньше (например, на 5-20%), чем давление в газовой шапке 2, не допуская утечку закачиваемого пара через кровлю нефтеносного продуктивного пласта залежи 1 в газовую шапку 2. После прогрева залежи закачку пара прекращают для осуществления процесса термокапиллярной пропитки пласта (время термокапиллярной пропитки определяют эмпирическим путем). После этого производят отбор продукции через горизонтальный участок 6 скважины 4 по НКТ 8, например, глубинно-насосным оборудованием (не показано) и контроль за состоянием отбираемого флюида с использованием устройства контроля давления и температуры 7 при помощи наблюдательных скважин (не показаны) и аэрофотосъемки, а также снятия термограммы в горизонтальном участке 6 скважины 4 с определением зон наименьшего прогрева (на фигуре не показаны). Циклы закачки пара, термокапиллярной пропитки и отбора нефти повторяются до максимального извлечения из залежи 1 высоковязкой нефти.
Пример конкретного выполнения.
Предложенный способ разработки залежи углеводородных флюидов был рассмотрен на Улановском поднятии Ново-Елховского месторождения, исследования которой определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками:
- глубина залегания - 148 м;
- средняя общая толщина пласта - 30 м;
- нефтенасыщенная толщина пласта - 18 м;
- значение начального пластового давления - 0,9 МПа;
- начальная пластовая температура - 8°C;
- плотность нефти в пластовых условиях - 1,01 т/м3;
- коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 480140,5 мПа⋅с;
- коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,3 мПа⋅с;
- значение средней проницаемости по керну в пласте - 296 мкм2;
- значение средней пористости по керну в пласте - 0,16 д. ед.;
- средняя толщина газовой шапки на разрабатываемом участке - 7 м;
- давление в газовой шапке составляет - 0,9 МПа.
Исследуют залежь 1 для выделения участков с наличием газовых шапок 2. Газонасыщение в газовой шапке 2 составляло 73%. Расположили оценочную скважину 3 в газовой шапке 2 нефтяной залежи 1. Под оценочной скважиной 3 на расстоянии 10 м расположили пароциклическую горизонтальную скважину 4 с соответствующими вертикальным 5 и горизонтальным 6 участками. Скважины 3 и 4 оборудовали устройствами контроля температуры и давления 7. Вертикальный участок 5 скважины 3 вскрыли на уровне газовой шапки. В скважины 4 и 3 спустили НКТ 8 и 9. После обустройства оценочной 3 и горизонтальной 4 скважин через НКТ 9 в вертикальный участок 5 оценочной скважины 3 производили закачку инертного газа в объеме 3 тыс. т. для увеличения давления нагнетания теплоносителя в горизонтальный участок 6 пароциклической скважины 4 нефтеносной залежи 1. Также производили закачку по НКТ 8 теплоносителя в объеме 5 тыс.т. В качестве теплоносителя использовался пар с температурой 191°C и сухостью 0,9 д. ед. После прогрева залежи 1 закачку пара прекратили для осуществления процесса термокапиллярной пропитки пласта залежи 1. В течение 1,5 мес. происходил процесс термокапилярной пропитки залежи 1. По истечении полутора месяцев произвели отбор продукции по НКТ 8 из горизонтального участка 6 скважины 4, а контроль за состоянием отбираемого флюида осуществляли устройством контроля давления и температуры 5. Циклы закачки пара, термокапиллярной пропитки и отбора нефти повторили 6 раз.
Производили закачку теплоносителя по НКТ 8 в горизонтальный участок 6 пароциклической скважины 4 при давлении в призабойной зоне скважины 4 меньше на 10% (1,8 МПа), чем давление (2,0 МПа) в газовой шапке 2, не допуская утечку закачиваемого пара через кровлю нефтеносной залежи 1 в газовую шапку 2 залежи 1. Поддерживали давление в газовой шапке больше на 5-20%, чем в призабойной зоне горизонтальной скважины 4.
При исследовании выявлены преимущества способа перед наиболее близким аналогом: снижение неэффективной закачки пара в 3,5 раза, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта на 12%, увеличение накопленной добычи нефти более чем на 6,8%.
Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как увеличение КИН на 0,18 д. ед., увеличение продолжительности эксплуатации месторождения, а также снижение затрат на прогрев пласта на 23%.
Пример осуществления предлагаемого изобретения показывает его эффективность для разработки разведанных, но неэксплуатируемых (из-за высокой стоимости извлечения вязкого флюида) месторождений углеводородного сырья, для повышения рентабельности разрабатываемых месторождений высоковязкой нефти и природных битумов.
Предлагаемый способ разработки залежей битуминозной нефти позволяет расширить функциональные возможности за счет применения на залежах с наличием газовых шапок и снизить затраты на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению КИН.
Claims (1)
- Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины, включающий строительство горизонтальной скважины с вскрытием продуктивного пласта, спуск насосно-компрессорных труб - НКТ, подачу теплоносителя по НКТ и отбор продукции скважины, отличающийся тем, что до начала строительства скважины производят исследования месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок, бурят оценочную скважину над горизонтальной скважиной с вскрытием газовой шапки, горизонтальную скважину располагают под газовой шапкой, а при строительстве в скважинах располагают устройства контроля давления и температуры, в качестве рабочего агента для оценочной скважины применяют инертный газ, который нагнетают в газовую шапку, соблюдая условие, что давление в газовой шапке должно быть больше на 5-20% давления нагнетания рабочего агента в горизонтальную скважину, причем в качестве рабочего агента для горизонтальной скважины применяют водяной пар, который нагнетают циклически, сочетая с ожиданием термокапиллярной пропитки и последующим отбором продукции по НКТ.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016121628A RU2626500C1 (ru) | 2016-05-31 | 2016-05-31 | Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016121628A RU2626500C1 (ru) | 2016-05-31 | 2016-05-31 | Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2626500C1 true RU2626500C1 (ru) | 2017-07-28 |
Family
ID=59632247
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016121628A RU2626500C1 (ru) | 2016-05-31 | 2016-05-31 | Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2626500C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2712904C1 (ru) * | 2018-12-04 | 2020-01-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой |
| RU2779502C1 (ru) * | 2022-03-01 | 2022-09-08 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ скважинной добычи высоковязкой нефти из залежи нефти с газовой шапкой |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5148869A (en) * | 1991-01-31 | 1992-09-22 | Mobil Oil Corporation | Single horizontal wellbore process/apparatus for the in-situ extraction of viscous oil by gravity action using steam plus solvent vapor |
| RU2067168C1 (ru) * | 1994-01-05 | 1996-09-27 | Государственное научно-производственное предприятие "Пилот" | Способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины |
| RU2312983C1 (ru) * | 2006-04-10 | 2007-12-20 | Федеральное агентство по образованию Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Способ разработки нефтяных месторождений с газовой шапкой (варианты) |
| RU2342522C1 (ru) * | 2007-04-26 | 2008-12-27 | Владислав Иванович Корпусов | Циклический способ разработки залежей углеводородов скважинами с горизонтальным стволом |
| RU2386804C1 (ru) * | 2008-12-04 | 2010-04-20 | Государственное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Российский Государственный Университет Нефти И Газа Им. И.М. Губкина" | Способ разработки залежей нефти с газовой шапкой и подошвенной водой |
| RU2429346C1 (ru) * | 2010-03-02 | 2011-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения |
| RU2433256C1 (ru) * | 2010-04-29 | 2011-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битумов |
| RU132127U1 (ru) * | 2012-11-20 | 2013-09-10 | Леонид Геннадьевич Стулов | Внутрипластовый теплообменный аппарат |
| RU2543009C1 (ru) * | 2014-04-23 | 2015-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Петролеум Технолоджис" | Способ разработки газонефтяной залежи |
-
2016
- 2016-05-31 RU RU2016121628A patent/RU2626500C1/ru active
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5148869A (en) * | 1991-01-31 | 1992-09-22 | Mobil Oil Corporation | Single horizontal wellbore process/apparatus for the in-situ extraction of viscous oil by gravity action using steam plus solvent vapor |
| RU2067168C1 (ru) * | 1994-01-05 | 1996-09-27 | Государственное научно-производственное предприятие "Пилот" | Способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины |
| RU2312983C1 (ru) * | 2006-04-10 | 2007-12-20 | Федеральное агентство по образованию Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Способ разработки нефтяных месторождений с газовой шапкой (варианты) |
| RU2342522C1 (ru) * | 2007-04-26 | 2008-12-27 | Владислав Иванович Корпусов | Циклический способ разработки залежей углеводородов скважинами с горизонтальным стволом |
| RU2386804C1 (ru) * | 2008-12-04 | 2010-04-20 | Государственное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Российский Государственный Университет Нефти И Газа Им. И.М. Губкина" | Способ разработки залежей нефти с газовой шапкой и подошвенной водой |
| RU2429346C1 (ru) * | 2010-03-02 | 2011-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения |
| RU2433256C1 (ru) * | 2010-04-29 | 2011-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битумов |
| RU132127U1 (ru) * | 2012-11-20 | 2013-09-10 | Леонид Геннадьевич Стулов | Внутрипластовый теплообменный аппарат |
| RU2543009C1 (ru) * | 2014-04-23 | 2015-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Петролеум Технолоджис" | Способ разработки газонефтяной залежи |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2712904C1 (ru) * | 2018-12-04 | 2020-01-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой |
| RU2779502C1 (ru) * | 2022-03-01 | 2022-09-08 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ скважинной добычи высоковязкой нефти из залежи нефти с газовой шапкой |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10927655B2 (en) | Pressure assisted oil recovery | |
| US10024148B2 (en) | Hydrocarbon recovery process exploiting multiple induced fractures | |
| RU2287677C1 (ru) | Способ разработки нефтебитумной залежи | |
| US2859818A (en) | Method of recovering petroleum | |
| US3692111A (en) | Stair-step thermal recovery of oil | |
| RU2295030C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума | |
| US9410406B2 (en) | Targeted oriented fracture placement using two adjacent wells in subterranean porous formations | |
| RU2578134C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами | |
| CA2928278A1 (en) | Sw-sagd with between heel and toe injection | |
| RU2582251C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
| RU2478164C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| Sheng | Cyclic steam stimulation | |
| RU2626500C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины | |
| RU2499134C2 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2657307C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
| RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
| RU2626497C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины | |
| RU2693055C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2669968C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины | |
| RU2630330C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти | |
| RU2690586C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2669967C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины | |
| RU2627795C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти | |
| RU2652245C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти | |
| RU2601707C1 (ru) | Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения |