RU2669647C1 - Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки - Google Patents
Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки Download PDFInfo
- Publication number
- RU2669647C1 RU2669647C1 RU2017141669A RU2017141669A RU2669647C1 RU 2669647 C1 RU2669647 C1 RU 2669647C1 RU 2017141669 A RU2017141669 A RU 2017141669A RU 2017141669 A RU2017141669 A RU 2017141669A RU 2669647 C1 RU2669647 C1 RU 2669647C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- steam
- oil
- reservoir
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 238000005065 mining Methods 0.000 title abstract 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 41
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 41
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 4
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 claims description 4
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 claims description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 13
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 abstract description 2
- 238000010792 warming Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N Ammonium bicarbonate Chemical compound [NH4+].OC([O-])=O ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001099 ammonium carbonate Substances 0.000 description 1
- 235000012501 ammonium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000011736 potassium bicarbonate Substances 0.000 description 1
- 229910000028 potassium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000015497 potassium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- TYJJADVDDVDEDZ-UHFFFAOYSA-M potassium hydrogencarbonate Chemical compound [K+].OC([O-])=O TYJJADVDDVDEDZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229940086066 potassium hydrogencarbonate Drugs 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M sodium bicarbonate Substances [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/04—Measuring depth or liquid level
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- 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)
- Geophysics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - заканчивание скважин при тепловом воздействии без разрушения структуры пласта с одновременным снижением затрат. Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки включает строительство расположенных друг над другом горизонтальных скважин, закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через нижнюю добывающую скважину, закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину после достижения проектной величины остаточной нефтенасыщенности и отмены закачки пара. При строительстве скважин их оборудуют устройствами контроля температуры и давления. После достижения отношения закачанного объема пара к отбираемому объему нефти больше 10 закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину и отмену закачки пара производят после регулируемого снижения закачки пара в нагнетательную скважину при помощи устройств контроля, исключающих резкое снижение давления более 0,05 МПа/сут и температуры более 1°С/сут в паровой камере до температуры парообразования воды при пластовом давлении. 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием тепла на поздней стадии разработки.
Известен способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки (патент RU №2611789, МПК Е21В 43/24, C09K 8/592, опубл. 01.03.2017 в бюл. №7), включающий закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, на поздней стадии разработки прекращение закачки пара, закачку азота в паровую камеру и попутно добываемой воды в пласт, при этом перед закачкой воды и азота определяют абсолютную отметку подошвенной и кровельной части паровой камеры, а попутно добываемую воду закачивают в пласт ниже абсолютной отметки подошвенной части паровой камеры через оценочные и контрольные скважины, расположенные на границе контура, образованного паровой камерой.
Недостаток данного способа - большие материальные затраты на строительство дополнительных оценочных скважин в заводнившихся участках пласта. Кроме того, закачка азота может способствовать быстрому охлаждению паровой камеры и конденсации пара, что может привести к резкому снижению давления в паровой камере и разрушению структуры пласта. Закачка попутно добываемой воды ниже абсолютной отметки подошвенной части паровой камеры может привести к прорыву воды к забою добывающей скважины.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения высоковязкой нефти (патент RU №2486334, МПК Е21В 43/24, C09K 8/592, опубл. 27.06.2013 в бюл. №18), включающий закачку пара в нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающую скважину, закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину после достижения проектной величины остаточной нефтенасыщенности и отмены закачки пара, при этом определяют концентрацию гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде, закачивают попутно добываемую воду с концентрацией гидрокарбонат-ионов не менее 3 г/л, а при концентрации гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде менее 3 г/л при температуре в паровой камере выше 100°С в попутно добываемую воду дополнительно вводят карбамид, после снижения температуры в паровой камере ниже 100°С в попутно добываемую воду вводят карбонат натрия или аммония или гидрокарбонат натрия или калия, разлагающиеся с выделением углекислого газа под действием тепла, аккумулированного в паровой камере.
Недостатком изобретения является применение двуокиси углерода, которая при высоких пластовых температурах является агрессивным коррозионным агентом, в том числе инициирующим выпадение водонерастворимых соединений карбоната кальция в подземном и наземном оборудовании скважины. При большой выработке пласта и сформировавшейся паровой камере для генерации расчетного объема газа необходимо применение большого количества реагента, что представляет данный метод экономически невыгодным. Неконтролируемая закачка пара может способствовать быстрому охлаждению паровой камеры и конденсации пара, что приводит к резкому снижению давления в паровой камере и разрушению структуры пласта.
Технической задачей предложения является снижение затрат при заканчивании скважин на поздней стадии разработки при тепловом воздействии без разрушения структуры пласта.
Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки, включающим строительство расположенных друг над другом горизонтальных скважин, закачку пара в верхнюю - нагнетательную - скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через нижнюю - добывающую - скважину, закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину после достижения проектной величины остаточной нефтенасыщенности и отмены закачки пара.
Новым является то, что при строительстве скважины оборудуют устройствами контроля температуры и давления, а после достижения отношения закачанного объема пара к отбираемому объему нефти больше 10 закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину и отмену закачки пара производят после регулируемого снижения закачки пара в нагнетательную скважину при помощи устройств контроля, исключающих резкое снижение давления - более 0,05 МПа/сут - и температуры - более 1°С/сут - в паровой камере до температуры парообразования воды при пластовом давлении.
На фигуре изображена схема реализации способа.
Способ реализуется в следующей последовательности.
В пласте 1 (см. фигуру) залежи строят пару, расположенных друг над другом добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин с соответствующими горизонтальными участками 4 и 5. Горизонтальные участки 4 и 5 скважин 2 и 3 располагают выше подошвы продуктивного пласта 1. При строительстве в скважинах 2 и 3 располагают устройства контроля температуры и давления 6 (например, оптико-волоконный кабель с датчиками). Скважины 2 и 3 оснащают колоннами труб 7 и 8, при этом колонна труб 8 оснащается насосным оборудованием (не показано). Производят закачку теплоносителя - пара - через колонну труб 7 горизонтального участка 4 нагнетательной скважины 3 до образования гидродинамической связи между соответствующими горизонтальными участками 4 и 5 скважин 2 и 3. Это определяют при помощи устройств контроля 6. После образования паровой камеры (не показана) и создания гидродинамической связи между скважинами 2 и 3 за счет парогравитационного дренажа скопившуюся продукцию (высоковязкую и сверхвязкую нефть) отбирают через колонну труб 8 из горизонтального участка 5 добывающей скважины 2. При этом контроль за состоянием паровой камеры ведут с помощью устройств контроля температуры и давления 6.
После достижения отношения закачанного объема пара в нагнетательной скважине 3 к отбираемому горизонтальной добывающей скважиной 2 объему нефти больше 10 производят регулируемое снижение закачки пара в нагнетательную скважину 3 при помощи устройств контроля 6, исключающих резкое снижение давления - более 0,05 МПа/сут - и температуры - более 1°С/сут - в паровой камере до температуры парообразования воды при начальном давлении в пласте 1. После чего производят закачку в нагнетательную скважину 2 попутно добываемой воды до полного заводнения паровой камеры.
Предложенный способ разработки залежи углеводородных флюидов был апробирован на Ашальчинском месторождении. Определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками:
- глубина залегания - 90 м;
- средняя общая толщина пласта - 30 м;
- нефтенасыщенная толщина пласта - 18 м;
- значение начального пластового давления - 0,5 МПа;
- начальная пластовая температура - 8°С;
- плотность нефти в пластовых условиях - 960 кг/м3;
- коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 22140,5 мПа⋅с;
- значение средней проницаемости по керну в пласте - 296 мкм;
- значение средней пористости по керну в пласте - 0,30 доли ед..
На залежи сверхвязкой нефти 1 выше подошвы продуктивного пласта на расстоянии 2 м пробурили добывающую скважину 2. Над добывающей скважиной 2 на расстоянии 5 м расположили нагнетательную скважину 3 с соответствующими 4 и 5 горизонтальными участками 526 м. Скважины 2 и 3 оборудовали устройством контроля температуры и давления 6. После обустройства нагнетательной 3 и добывающей 2 скважин через колонну труб 7 нагнетательной скважины 3 производили закачку рабочего агента в объеме 5 тыс. т. В качестве теплоносителя использовался пар с температурой 191°С и сухостью 0,9 доли ед. Также производили закачку пара в объеме 5 тыс. т через колонну труб 8 в добывающую скважину 2 для создания гидродинамической связи между скважинами 2 и 3. После прогрева призабойной зоны горизонтальной нагнетательной скважины 3 горизонтальная добывающая скважина 2 была переведена под добычу, а горизонтальная нагнетательная скважина 3 - под постоянную закачку пара в объеме 80 м3 для создания и расширения паровой камеры. После достижения отношения закачанного объема пара к отбираемому объему нефти больше 10 в нагнетательной горизонтальной скважине 3 снизили закачку пара при помощи устройства контроля температуры и давления 6, исключающего резкое снижение давления - более 0,05 МПа/сут - и температуры - более 1°С/сут - в паровой камере до температуры парообразования воды - 153°С при пластовом давлении 0,5 МПа. После чего остановили закачку пара. В пласт 1 через нагнетательную скважину 3 закачали 22000 м3 попутно добываемой воды до полного заводнения пласта 1 (определили по повышению давления закачки жидкости более чем на 10%), то есть до полной конденсации пара в паровой камере. В результате проведенных мероприятий завершен этап разработки залежи и исключено схлопывание пласта при снижении закачки пара и сохранении пластового давления за счет закачки попутно добываемой воды без использования дорогостоящих реагентов.
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки позволяет снизить затраты на заканчивание скважин при тепловом воздействии без разрушения структуры пласт.
Claims (1)
- Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки, включающий строительство расположенных друг над другом горизонтальных скважин, закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через нижнюю добывающую скважину, закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину после достижения проектной величины остаточной нефтенасыщенности и отмены закачки пара, отличающийся тем, что при строительстве скважин их оборудуют устройствами контроля температуры и давления, а после достижения отношения закачанного объема пара к отбираемому объему нефти больше 10 закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину и отмену закачки пара производят после регулируемого снижения закачки пара в нагнетательную скважину при помощи устройств контроля, исключающих резкое снижение давления более 0,05 МПа/сут и температуры более 1°С/сут в паровой камере до температуры парообразования воды при пластовом давлении.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017141669A RU2669647C1 (ru) | 2017-11-29 | 2017-11-29 | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017141669A RU2669647C1 (ru) | 2017-11-29 | 2017-11-29 | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2669647C1 true RU2669647C1 (ru) | 2018-10-12 |
Family
ID=63862297
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017141669A RU2669647C1 (ru) | 2017-11-29 | 2017-11-29 | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2669647C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2725406C1 (ru) * | 2019-11-26 | 2020-07-02 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи битуминозной нефти тепловыми методами |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2199656C2 (ru) * | 2001-04-17 | 2003-02-27 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти |
| WO2010045098A1 (en) * | 2008-10-13 | 2010-04-22 | Shell Oil Company | Circulated heated transfer fluid systems used to treat a subsurface formation |
| RU2431744C1 (ru) * | 2010-04-16 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки высоковязких нефтей и битумов с применением горизонтальной добывающей и горизонтально-наклонной нагнетательной скважин |
| RU2486334C1 (ru) * | 2011-12-12 | 2013-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2611789C1 (ru) * | 2016-01-11 | 2017-03-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
-
2017
- 2017-11-29 RU RU2017141669A patent/RU2669647C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2199656C2 (ru) * | 2001-04-17 | 2003-02-27 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти |
| WO2010045098A1 (en) * | 2008-10-13 | 2010-04-22 | Shell Oil Company | Circulated heated transfer fluid systems used to treat a subsurface formation |
| RU2431744C1 (ru) * | 2010-04-16 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки высоковязких нефтей и битумов с применением горизонтальной добывающей и горизонтально-наклонной нагнетательной скважин |
| RU2486334C1 (ru) * | 2011-12-12 | 2013-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2611789C1 (ru) * | 2016-01-11 | 2017-03-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2725406C1 (ru) * | 2019-11-26 | 2020-07-02 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи битуминозной нефти тепловыми методами |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2334095C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2611789C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки | |
| US20150107833A1 (en) | Recovery From A Hydrocarbon Reservoir | |
| CA2847759C (en) | A method of enhancing resource recovery from subterranean reservoirs | |
| RU2463445C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа | |
| RU2673934C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии | |
| RU2669647C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки | |
| RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2334098C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| CA2748980C (en) | Method for extracting viscous petroleum crude from a reservoir | |
| RU2509880C1 (ru) | Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов | |
| RU2597305C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах | |
| RU2459938C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2517674C1 (ru) | Способ разработки неоднородной нефтяной залежи | |
| RU2713682C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки | |
| RU2387820C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума | |
| RU2712904C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой | |
| RU2679423C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами | |
| RU2603867C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения | |
| RU2683458C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
| RU2676343C1 (ru) | Способ разработки нефтяной малоразведанной залежи | |
| RU2693055C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2584435C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2630330C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти | |
| RU2459939C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |