RU2675115C1 - Способ разработки высоковязкой нефти - Google Patents
Способ разработки высоковязкой нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2675115C1 RU2675115C1 RU2017123955A RU2017123955A RU2675115C1 RU 2675115 C1 RU2675115 C1 RU 2675115C1 RU 2017123955 A RU2017123955 A RU 2017123955A RU 2017123955 A RU2017123955 A RU 2017123955A RU 2675115 C1 RU2675115 C1 RU 2675115C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- production
- injection
- well
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 47
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 39
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 39
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims abstract description 26
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 14
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 6
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 claims description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 abstract 2
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 abstract 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 description 1
- 238000013519 translation Methods 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution 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
- 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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение паронефтяного отношения в 1,3 раза, увеличение добычи и охвата вытеснением за счет включения в разработку незатронутых зон и обеспечение равномерной выработкой запасов нефти с поддержанием оптимальной температуры для отбора продукции в дополнительной скважине. Способ разработки высоковязкой нефти включает строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры. При этом разработку ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. Осуществляют строительство в зонах наименьшего прогрева между добывающими скважинами на уровне подошвы пласта или уровне водонефтяного контакта - ВНК дополнительной скважины, через которую производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции. Дополнительную скважину оборудуют средствами контроля температуры добываемой продукции, определяют граничную температуру продукции этой скважины, при которой ухудшается гидродинамическая связь с близлежащими добывающими скважинами. При снижении температуры добываемой продукции из дополнительной скважины до граничной температуры в нее повторно закачивают теплоноситель для восстановления гидродинамической связи с близлежащими добывающими скважинами. После этого возобновляют отбор. Далее циклы закачки и отбора в дополнительной скважине повторяют исходя из граничной температуры отбираемой из нее продукции. 2 ил., 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке залежей высоковязкой нефти или битумов при тепловом воздействии горизонтальными скважинами.
Известен способ разработки месторождений высоковязкой нефти или битума (патент RU №2582256, МПК Е21В 43/24, Е21В 43/22, опубл. Бюл. №11 от 24.04.2016), включающий строительство парных, расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также дополнительных горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры. Разработку месторождения нефти или битума ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. В качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с инертным газом. Дополнительную скважину строят между добывающей и нагнетательной скважинами в паре в диапазоне от 1/3 до 2/3 расстояния между ними. Растворитель закачивают только через дополнительную скважину с интервалами по времени в зоны наименьшего прогрева. Контроль за состоянием паровой камеры ведут снятием термограммы в добывающей горизонтальной скважине с дополнительным определением зон наименьшего прогрева.
Недостатком способа является технологическая сложность его реализации, в частности бурение между существующими горизонтальными стволами по вертикали дополнительной скважины с горизонтальным участком ствола, а также не охват добычей нижних краевых зон горизонтальных стволов парных скважин ряда.
Известен, также способ разработки залежи высоковязкой нефти и битумов (патент RU №2439305, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №1 от 10.01.2012), включающий строительство добывающей скважины с вскрытым горизонтальным участком в продуктивном пласте и нагнетательной скважины с профилем, параллельным и аналогичным профилю добывающей скважины, но расположенным над ней в том же продуктивном пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, при этом на расстоянии 180-200 м в продуктивном пласте бурят аналогичную и параллельную пару горизонтальных скважин, причем между добывающими горизонтальными скважинами равномерно располагают две нижние добывающие скважины с горизонтальными участками, параллельным горизонтальным участкам добывающих скважин, а между нагнетательными - одну верхнюю добывающую скважину с горизонтальным участком, параллельным горизонтальным участкам нагнетательных скважин, после чего все скважины используют под закачку теплоносителя в виде перегретого пара до создания парогазовой камеры над нагнетательными скважинами, после чего добывающие нижние и верхнюю скважины переводят под отбор нагретой продукции.
Недостатками данного способа являются высокие материальные затраты на бурение дополнительных горизонтальных скважин без учета свойств пласта, распространения существующей паровой камеры и условий добычи, так же невозможно поддерживать оптимальную температуру для отбора из дополнительных добывающих скважин, так как при снижении температуры невозможно ее поддерживать увеличением закачки в нагнетательные скважины пара из-за риска прорыва в добывающие скважины.
Наиболее близким является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2531963, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №30 от 27.10.2014), включающий бурение парных горизонтальных скважин, расположенных друг над другом добывающих и нагнетательных, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку месторождения сверхвязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. Наблюдательные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной как минимум на 0,5 м, но выше уровня водонефтяного контакта ВНК на 0,5-1 м. Дополнительно строят скважину между ближайшими парами горизонтальных скважин. Если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то строят дополнительную горизонтальную скважину, если больше - то вертикальную, при этом дополнительные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины, как минимум на 0,5 м, но не ниже уровня ВНК более чем на 0,5 м. Производят прогрев теплоносителем через дополнительные скважины до создания термогидродинамической связи с ближайшими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции для обеспечения симметричного и равномерного распространения паровой камеры вокруг пар горизонтальных скважин. В качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с углеводородным растворителем, или пар с инертным газом.
Недостатками способа являются снижение эффективности отработки реагентом и коэффициента извлечения нефти (КИН), так как на поздней стадии разработки залежей сверхвязкой нефти происходит снижение добычи нефти, остаются невыработанными участки пласта в ряду между парными скважинами, также при закачке растворителя в ту же скважину, в которую закачивается теплоноситель, эффективность от действия растворителя снижается из-за того, что часть его при нагреве может испаряться и переноситься теплоносителем в верхнюю часть паровой камеры, так же невозможно поддерживать оптимальную температуру и рабочее давление пласта для отбора из дополнительной добывающей скважины, в случае снижения активности подошвенных вод, невозможно поддерживать давление увеличением закачки.
Технической задачей заявляемого способа разработки залежей высоковязкой нефти или битума является увеличение нефтеизвлечения из продуктивного пласта за счет вовлечения зон пласта неохваченных выработкой с поддержанием оптимальной температуры для отбора продукции в дополнительной скважине.
Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры, строительство в зонах наименьшего прогрева между добывающими скважинами на уровне подошвы пласта или уровне водонефтяного контакта - ВНК дополнительной скважины, через которую производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции.
Новым является то, что дополнительную скважину оборудуют средствами контроля температуры добываемой продукции, определяют граничную температуру продукции этой скважины, при которой ухудшается гидродинамическая связь с близлежащими добывающими скважинами, при снижении температуры добываемой продукции из дополнительной скважины до граничной температуры, в нее повторно закачивают теплоноситель для восстановления гидродинамической связи с близлежащими добывающими скважинами, после чего возобновляют отбор, далее циклы закачки и отбора в дополнительной скважине повторяют, исходя из граничной температуры отбираемой продукции из нее.
На Фиг. 1 изображена схема реализации способа (вид сверху)
На Фиг. 2 изображена схема реализации способа в поперечном разрезе.
Способ разработки высоковязкой нефти включает строительство в продуктивном пласте 1 (Фиг. 2) ряда парных, расположенных друг над другом горизонтальных добывающих 2, 2/ (Фиг. 1 и 2) и нагнетательных 3, 3/ скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины 3, 3/ с прогревом пласта 1 и созданием паровой камеры 4 (Фиг. 2), отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины 2, 2/ и контроль за состоянием паровой камеры 4 с помощью средств объективного контроля (датчиков, спущенных в добывающие скважины 2, 2/ ив наблюдательные скважины - не показаны).
С течением времени, в процессе эксплуатации, при росте паровой камеры 4, в ряду, горизонтальных стволов парных скважин 2, 3 и 2/, 3/, в межскважинном пространстве, остаются зоны неохваченные прогревом и выработкой. По замерам в температуры пласта 1 в наблюдательных скважинах и по стволу горизонтальных скважин 2, 2/, строятся карты распределения температурного поля. Разработку ведут с регулированием текущего размера паровой камеры 4, путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины 3, 37и отбора скважинной жидкости из добывающих скважин 2, 2/. Учитывая результаты исследований по минимальной температуре текучести битума, и, на основании построенной карты распределения тепла, выявляются зоны наименьшего прогрева (на Фиг. 2 не показана) с температурой прогрева пласта ниже температуры текучести высоковязкой нефти (например, 60-70°С - для Ашальчинского месторождения). В зонах наименьшего прогрева в целях уменьшения влияния растущей паровой камеры 4 соседних нагнетательных скважин 3, 3/ между ближайшими добывающими скважинами 2, 2/ на уровне подошвы 5 пласта 1, или уровня 5 ВНК строят дополнительную скважину 6, которую оснащают средствами объективного контроля температуры (датчиками - не показаны). Из исследования характеристик пласта 1 и свойств его продукции определяют граничную температуру продукции этой скважины 6, при которой ухудшается гидродинамическая связь с близлежащими добывающими скважинами 2, 2/.
В дополнительную скважину 6 производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшими парами горизонтальных скважин 2, 3 и 2/, 3/ с последующим переводом на отбор продукции с контролем температуры добываемой продукции. При снижении температуры добываемой продукции из дополнительной скважины 6 до граничной температуры, в нее повторно закачивают теплоноситель для восстановления гидродинамической связи с близлежащими добывающими скважинами 2, 2/, после чего возобновляют отбор. Далее циклы закачки и отбора в дополнительной скважине 5 повторяют, исходя из граничной температуры отбираемой продукции из нее.
Пример конкретного выполнения был рассмотрен на Ашальчинской залежи высоковязкой нефти.
Продуктивный пласт 1 данного участка сложен слабосцементированными песками и песчаниками, имеет следующие начальные параметры пласта: толщина - 27,5 м, нефтенасыщенность 0,43 д.ед, пористость 32,2%, проницаемость 1951,2⋅10-3 мкм2, температура - 8,0°С, пластовое давлением 0,44 МПа. Плотность нефти составляет 0,970 г/см3, вязкость - 27350 мПа⋅с.
Пласт 1 разбурен сеткой вертикальных и горизонтальных парных 2/, 3/ и 2, 3. После длительного времени эксплуатации парогравитационными скважинами произошло падение пластового давления, уменьшился отбор жидкости (нефть и вода). Между парами горизонтальных скважин 2, 3, 2/, 3/, эксплуатируемыми методом парогравитационного дренажа выявился зоны наименьшего прогрева с температурой 63°С. В плане, расстояние между парами горизонтальных стволов действующих скважин составляет 135 м, что позволяет пробурить в выявленной зоне дополнительную скважину 6(Фиг. 1). Бурят дополнительную скважину 6 с горизонтальным участком ствола параллельно в плане к действующим парным 2, 3 и 2/, 3/. Горизонтальные стволы нижних добывающих скважин 2, 2/ соседних пар пробурены на абсолютной отметке плюс 13,5 м (на уровне 5), поэтому ствол дополнительной скважины 6 (фиг. 2) расположили на этом же уровне с длиной горизонтального ствола - 424 м и оснастили датчиками температуры. Определили граничную температуру - 60°С, при которой ухудшается гидродинамическая связь дополнительной скважины 6 с близлежащими добывающими скважинами 2, 2/. Через дополнительную скважину 6 произвели закачку теплоносителя (пара) до создания термогидродинамической связи с ближайшими парами горизонтальных скважин 2, 3 и 2/, 3/ с последующим переводом на отбор продукции для обеспечения равномерного распространения паровой камеры 4 вокруг парных горизонтальных скважин 2, 3 и 2/, 3/. При снижении температуры продукции пласта, добываемой из дополнительной скважины 6, до граничной температуры 60°С, в нее закачивают теплоноситель (пар) до восстановления гидродинамической связи со скважинами 2, 3 и 2/, 3/. После чего скважину 6 опять переводят под отбор продукции. Циклы закачки теплоносителя и отбора продукции через дополнительную скважину 6 повторяют для поддержания температуры не ниже граничной.
В результате получили быстрый прогрев, повышение пластового давления 0,3 МПа и дополнительную добычу в количестве среднесуточного дебита 8 т/сут.
Использование предлагаемого способа позволит решить поставленные технические задачи, такие, как снижение затрат на прогрев пласта и, соответственно, снижение паронефтяного отношения в 1,3 раза, увеличение добычи и охват вытеснением за счет включения в разработку незатронутых зон и обеспечение равномерной выработкой запасов нефти с поддержанием оптимальной температуры для отбора продукции в дополнительной скважине.
Claims (1)
- Способ разработки высоковязкой нефти, включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры, строительство в зонах наименьшего прогрева между добывающими скважинами на уровне подошвы пласта или уровне водонефтяного контакта - ВНК дополнительной скважины, через которую производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции, отличающийся тем, что дополнительную скважину оборудуют средствами контроля температуры добываемой продукции, определяют граничную температуру продукции этой скважины, при которой ухудшается гидродинамическая связь с близлежащими добывающими скважинами, при снижении температуры добываемой продукции из дополнительной скважины до граничной температуры в нее повторно закачивают теплоноситель для восстановления гидродинамической связи с близлежащими добывающими скважинами, после чего возобновляют отбор, далее циклы закачки и отбора в дополнительной скважине повторяют исходя из граничной температуры отбираемой из нее продукции.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017123955A RU2675115C1 (ru) | 2017-10-23 | 2017-10-23 | Способ разработки высоковязкой нефти |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017123955A RU2675115C1 (ru) | 2017-10-23 | 2017-10-23 | Способ разработки высоковязкой нефти |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2675115C1 true RU2675115C1 (ru) | 2018-12-17 |
Family
ID=64752992
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017123955A RU2675115C1 (ru) | 2017-10-23 | 2017-10-23 | Способ разработки высоковязкой нефти |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2675115C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2720725C1 (ru) * | 2019-07-30 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
| RU2733862C1 (ru) * | 2020-04-01 | 2020-10-07 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с использованием вертикальных скважин |
| RU2767625C1 (ru) * | 2021-09-27 | 2022-03-18 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2223398C1 (ru) * | 2002-05-07 | 2004-02-10 | ОАО "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт" им. акад. А.П. Крылова | Способ добычи вязкой нефти или битума из пласта |
| WO2009134643A2 (en) * | 2008-04-30 | 2009-11-05 | World Energy Systems Incorporated | Method for increasing the recovery of hydrocarbons |
| RU2439305C1 (ru) * | 2010-07-02 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов |
| RU2481468C1 (ru) * | 2012-07-23 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| RU2531963C1 (ru) * | 2013-08-13 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов |
| RU2582256C1 (ru) * | 2015-03-23 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума |
-
2017
- 2017-10-23 RU RU2017123955A patent/RU2675115C1/ru active IP Right Revival
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2223398C1 (ru) * | 2002-05-07 | 2004-02-10 | ОАО "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт" им. акад. А.П. Крылова | Способ добычи вязкой нефти или битума из пласта |
| WO2009134643A2 (en) * | 2008-04-30 | 2009-11-05 | World Energy Systems Incorporated | Method for increasing the recovery of hydrocarbons |
| RU2439305C1 (ru) * | 2010-07-02 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов |
| RU2481468C1 (ru) * | 2012-07-23 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| RU2531963C1 (ru) * | 2013-08-13 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов |
| RU2582256C1 (ru) * | 2015-03-23 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2720725C1 (ru) * | 2019-07-30 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
| RU2733862C1 (ru) * | 2020-04-01 | 2020-10-07 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с использованием вертикальных скважин |
| RU2767625C1 (ru) * | 2021-09-27 | 2022-03-18 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2663532C1 (ru) | Способ разработки высоковязкой нефти | |
| US4099783A (en) | Method for thermoshaft oil production | |
| RU2531963C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов | |
| RU2675115C1 (ru) | Способ разработки высоковязкой нефти | |
| CN112036033B (zh) | 一种定量确定蒸汽吞吐转蒸汽驱地层温度时机的方法 | |
| RU2582256C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума | |
| RU2582251C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
| RU2675114C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
| RU2678739C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
| RU2481468C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2513484C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти или битума | |
| RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2643056C1 (ru) | Способ разработки залежей сверхтяжелой нефти или природного битума | |
| RU2395676C1 (ru) | Способ разработки залежи битума | |
| RU2657307C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
| RU2720725C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
| RU2652245C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти | |
| RU2679423C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами | |
| RU2603795C1 (ru) | Способ разработки залежи углеводородных флюидов (12) | |
| RU2646904C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума | |
| RU2289684C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязких нефтей или битума | |
| RU2683458C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
| RU2630330C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти | |
| RU2514044C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2524705C2 (ru) | Способ разработки битумных месторождений изометрической формы |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191024 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20210310 |