RU2683458C1 - Highly viscous oil or bitumen deposit development method - Google Patents
Highly viscous oil or bitumen deposit development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2683458C1 RU2683458C1 RU2018114339A RU2018114339A RU2683458C1 RU 2683458 C1 RU2683458 C1 RU 2683458C1 RU 2018114339 A RU2018114339 A RU 2018114339A RU 2018114339 A RU2018114339 A RU 2018114339A RU 2683458 C1 RU2683458 C1 RU 2683458C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- horizontal
- wells
- well
- production
- injection
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 38
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 37
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 37
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 29
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 8
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 claims 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 4
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 abstract description 3
- 238000010792 warming Methods 0.000 abstract description 3
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 abstract description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 abstract description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 abstract 2
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 4
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 4
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 101100400452 Caenorhabditis elegans map-2 gene Proteins 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
- E21B47/02—Determining slope or direction
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти или битума.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity oil or bitumen.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2506417, МПК Е21В 43/16, опубл. в бюл. №4 от 10.02.2014), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и наклонно-горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Определяют уровень водонефтяного контакта - ВНК, добывающую наклонно-горизонтальную от устья к забою скважину бурят с расположением как минимум на 2-3 м выше уровня ВНК, вертикальную нагнетательную скважину бурят с расположением забоя над забоем добывающей скважины выше на 5-8 м, перфорируют добывающую скважину по всей длине наклонного участка, нагнетательную вертикальную скважину перфорируют в зоне пласта в направлении устья добывающей скважины, поэтапно по мере прорыва рабочего агента или обводнения продукции выше 95% забой добывающей наклонно-горизонтальной скважины отсекают выше зоны прорыва или обводнения, а зону вскрытия нагнетательной скважины отсекают снизу на 1/3-1/2 часть всей ее длины, при выработке всей вырабатываемой зоны устье добывающей наклонно-горизонтальной скважины переводят под нагнетание рабочего агента.A known method of developing deposits of highly viscous oil (patent RU No. 2506417, IPC ЕВВ 43/16, published in Bulletin No. 4 of 02/10/2014), including drilling vertical injection wells and inclined horizontal production wells, injecting a working agent through injection wells and selection of oil through production wells. The level of water-oil contact is determined - the oil-and-gas complex, producing an inclined horizontal well from the mouth to the bottom, is drilled with a location at least 2–3 m above the level of the oil and gas wells, the vertical injection well is drilled with the bottom located above the bottom of the production well 5–8 m higher, the production is perforated the well along the entire length of the inclined section, the vertical injection well is perforated in the formation zone in the direction of the mouth of the producing well, in stages, as the working agent breaks out or the product is flooded above 95% the deviated horizontal well is cut off above the breakthrough or flooding zone, and the opening area of the injection well is cut off from the bottom by 1 / 3-1 / 2 of its entire length; when the entire developed zone is developed, the mouth of the producing inclined horizontal well is transferred to pump the working agent.
Недостатками способа являются вероятность быстрого прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую, неравномерный прогрев области дренирования добывающей скважины, что снижает его эффективность.The disadvantages of the method are the likelihood of a quick breakthrough of the coolant from the injection well into the producing, uneven heating of the drainage area of the producing well, which reduces its effectiveness.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2578137, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №8 от 20.03.2016), включающий бурение вертикальных нагнетательных и наклонно-горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Вертикальную скважину бурят на расстоянии 1-10 м от забоя наклонно-горизонтальной скважины, перфорируют от кровли пласта до отметки на 1-2 м выше ВНК, для разобщения интервала перфорации вертикальной скважины на два интервала в вертикальной скважине устанавливают пакер в интервале ниже кровли пласта на 4 м и выше ВНК на 5 м, в скважине устанавливают оборудование, позволяющее регулировать закачку пара в каждом интервале вертикальной скважины. Наклонно-горизонтальную скважину оборудуют температурными датчиками, по показаниям определяют интервал прорыва пара, при прорыве пара в интервале ближе к забою наклонно-горизонтальной скважины прекращают закачку в нижний интервал вертикальной скважины, при прорыве пара в интервале ближе к точке входа в пласт наклонно-горизонтальной скважины прекращают закачку в верхний интервал вертикальной скважины, после выравнивания температурных показаний в наклонно-горизонтальной скважине закачку в интервалы вертикальной скважины возобновляют.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing a highly viscous oil reservoir (patent RU No. 2578137, IPC ЕВВ 43/24, published in Bulletin No. 8 of 03/20/2016), including the drilling of vertical injection and inclined horizontal production wells, the injection of the working agent through injection wells and the selection of oil through production wells. A vertical well is drilled at a distance of 1-10 m from the bottom of an inclined horizontal well, perforated from the top of the formation to a mark 1-2 meters above the oil hole, to separate the interval of perforation of a vertical well into two intervals in a vertical well, a packer is installed in the interval below the top of the formation at 4 m and above VNK by 5 m, equipment is installed in the well, which allows to regulate the injection of steam in each interval of the vertical well. An inclined horizontal well is equipped with temperature sensors, according to indications, the interval of steam breakthrough is determined, when steam breaks in the interval closer to the bottom of the horizontal well, the injection is stopped at the lower interval of the vertical well, when steam breaks in the interval closer to the entry point of the horizontal well they stop pumping into the upper interval of a vertical well; after leveling the temperature readings in an inclined horizontal well, they resume pumping into the intervals of a vertical well yut.
Недостатками способа являются негативные последствия за счет ухода пара вверх в соседний элемент разработки, недостаточное нефтеизвлечение из пласта вследствие низкого охвата паротепловым воздействием.The disadvantages of the method are the negative consequences due to the steam leaving upward in the adjacent development element, insufficient oil recovery from the reservoir due to the low coverage of the heat and steam exposure.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности технологии парогравитационного дренирования в залежи с наклоном кровли продуктивного пласта, повышение охвата паротепловым воздействием за счет расположения вертикальных скважин со смещением от оси горизонтального ствола вниз по структуре и миграции пара вверх по структуре, ускорение достижения термогидродинамической связи, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину.The technical objectives of the invention are to increase the efficiency of the steam-gravity drainage technology in the reservoir with a slope of the top of the reservoir, to increase the coverage with steam and heat due to the location of vertical wells with a shift from the axis of the horizontal wellbore downward along the structure and migration of steam upward in the structure, acceleration of thermohydrodynamic coupling, elimination of breakthrough into the producing well.
Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающим бурение вертикальной нагнетательной и горизонтальной и/или наклонно-горизонтальной добывающей скважины, закачку рабочего агента через нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающую скважину, при этом горизонтальную и/или наклонно-горизонтальную скважину оборудуют температурными датчиками, в начальный период в горизонтальную и/или наклонно-горизонтальную и вертикальную скважины выполняют закачку пара для создания между скважинами гидродинамической связи и прогрева их призабойных зон, после прогрева призабойных зон горизонтальную и/или наклонно-горизонтальную скважину переводят под добычу, а вертикальную - под нагнетание.Technical problems are solved by the method of developing a highly viscous oil or bitumen deposit, including drilling a vertical injection and horizontal and / or inclined-horizontal production well, pumping a working agent through the injection well and taking oil through the producing well, and the horizontal and / or inclined-horizontal well is equipped temperature sensors, during the initial period, steam is injected into the horizontal and / or inclined horizontal and vertical wells to create between the wells s flow connection and warming their bottom zones, after warming bottom zones horizontal and / or deviated wellbore horizontal translation under production, and vertical - by injection.
Новым является то, что строят карту кровли продуктивного пласта и карту эффективных нефтенасыщенных толщин, выбирают участок залежи с толщиной продуктивного пласта более 6,5 м, бурят сетку горизонтальных и/или наклонно-горизонтальных добывающих скважин, после исследований горизонтальных и/или наклонно-горизонтальных добывающих скважин определяют, где происходит падение гипсометрических отметок перпендикулярно оси у забоя горизонтальной и/или наклонно-горизонтальной добывающей скважины, располагают вертикальную нагнетательную скважину со стороны падения кровли продуктивного пласта у забоя горизонтальной и/или наклонно-горизонтальной добывающей скважины со смещением от оси горизонтального ствола вниз по структуре на расстояние от 5 до 20 м, создают сообщение вертикальной нагнетательной скважины с продуктивным пластом общим интервалом вскрытия не менее половины толщины продуктивного пласта, располагаемым по вертикали на расстоянии не более 6 м от забоя добывающей скважины, причем пар в вертикальную нагнетательную скважину нагнетают с режимами закачки, исключающими прорыв в близлежащую добывающую скважину, благодаря контролю в ней температуры.What's new is that they build a map of the top of the reservoir and a map of effective oil-saturated thicknesses, choose a reservoir with a thickness of more than 6.5 m, drill a grid of horizontal and / or inclined horizontal production wells, after examining horizontal and / or inclined horizontal production wells determine where the drop in the hypsometric marks occurs perpendicular to the axis at the bottom of the horizontal and / or inclined horizontal production wells; a vertical injection well is located Inu from the side of the falling roof of the productive formation at the bottom of the horizontal and / or inclined horizontal production well with a displacement from the axis of the horizontal wellbore down the structure by a distance of 5 to 20 m, create a message of the vertical injection well with the productive formation with a total opening interval of at least half the thickness productive formation, located vertically at a distance of not more than 6 m from the bottom of the producing well, and steam is injected into a vertical injection well with injection modes that exclude and a break in a nearby production well, by controlling the temperature in it.
На фиг. 1 показана схема размещения горизонтальной добывающей скважины и вертикальной нагнетательной скважины (в поперечном разрезе). На фиг. 2 - разрез А-А (см. фиг. 1).In FIG. 1 shows a layout of a horizontal production well and a vertical injection well (in cross section). In FIG. 2 - section aa (see Fig. 1).
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Для уточнения геологического строения пласта 1 строят карту кровли 2 продуктивного пласта 1 (фиг. 1 и 2) и карту эффективных нефтенасыщенных толщин, определяют участки залежи с толщиной h1 продуктивного пласта 1 более 6,5 м - как минимум 1 м выше подошвы 3 продуктивного пласта 1 и 5 м ниже кровли 2 продуктивного пласта 1 для возможности бурения вертикальной скважины 4. Бурят сетку горизонтальных и/или наклонно-горизонтальных добывающих скважин 5, исследуют их и определяют, где происходит падение гипсометрических отметок перпендикулярно оси у забоя добывающей скважины 5 (фиг. 1). Далее располагают вертикальную нагнетательную скважину 4 со стороны падения кровли 2 продуктивного пласта 1 у забоя добывающей скважины 5 со смещением от оси горизонтального ствола вниз по структуре на расстоянии h2 от 5 до 20 м, что способствует увеличению охвата паротепловым воздействием за счет миграции пара вверх по структуре (при наклоне продуктивного пласта 1 расстояние менее 5 м способствует миграции пара вверх по структуре и неизбежной потере теплоносителя при его закачке, расстояние более 20 м от оси горизонтальной скважины 5 ведет к ухудшению эффективности технологии по причине увеличения времени достижения термогидродинамической связи между скважинами 4 и 5). Миграция пара вверх по пласту 1 способствует дополнительному охвату запасов нефти и их вытеснению в направлении горизонтальной добывающей скважины 5. Создают сообщение вертикальной нагнетательной скважины 4 с продуктивным пластом 1 общим интервалом вскрытия h3 (фиг. 2) не менее половины толщины продуктивного пласта 1 для большего охвата пласта 1, располагаемым по вертикали на расстоянии не более 6 м от забоя добывающей скважины 5 (расстояние более 6 м значительно увеличит время получения термогидродинамической связи).To clarify the geological structure of
После обустройства скважин 4 и 5 (фиг. 1 и 2) в период освоения выполняют закачку пара в обе скважины 4 и 5 для создания между ними гидродинамической связи и прогрева их призабойных зон. В качестве рабочего агента используют пар. После прогрева призабойных зон горизонтальную и/или наклонно-горизонтальную скважину 5 переводят под добычу, а вертикальную скважину 4 - под нагнетание пара. По показаниям температурных датчиков 6 (фиг. 2) в горизонтальной и/или наклонно-горизонтальной добывающей скважине 5 выполняют контроль за паровой камерой и регулируют режим закачки пара в вертикальную нагнетательную скважину 4, исключая прорыв в близлежащую добывающую скважину 5. Более удаленные горизонтальные и/или наклонно-горизонтальные скважины на фиг. 1 и 2 не показаны.After the arrangement of
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
Предложенный способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума опробован на участке Ашальчинского месторождения со следующими геолого-физическими характеристиками:The proposed method for the development of a highly viscous oil or bitumen field was tested on the site of the Ashalchinskoye field with the following geological and physical characteristics:
- средняя общая толщина пласта - 24,0 м;- the average total thickness of the reservoir is 24.0 m;
- нефтенасыщенная толщина пласта -14 м;- oil saturated formation thickness of -14 m;
- глубина залегания пласта (до кровли) - 180 м;- the depth of the formation (to the roof) - 180 m;
- значение начального пластового давления - 0,44 МПа;- the value of the initial reservoir pressure is 0.44 MPa;
- начальная пластовая температура - 8°С;- initial reservoir temperature - 8 ° C;
- плотность нефти в пластовых условиях - 0,975 т/м3;- the density of oil in reservoir conditions - 0.975 t / m 3 ;
- коэффициент средней динамической вязкости нефти в пластовых условиях -14000 мПа⋅с;- coefficient of average dynamic viscosity of oil in reservoir conditions -14000 mPa⋅s;
- коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,5 мПа⋅с;- coefficient of dynamic viscosity of water in reservoir conditions - 1.5 mPa⋅s;
- значение средней проницаемости по керну в пласте - 2,3 мкм2;- the value of the average core permeability in the reservoir is 2.3 μm 2 ;
- значение средней пористости по керну в пласте - 0,33 доли ед.- the value of the average core porosity in the reservoir is 0.33 fractions of units.
Для уточнения геологического строения пласта 1 (фиг. 1 и 2) и последующего контроля построили карту кровли 2 продуктивного пласта 1 и карту эффективных нефтенасыщенных толщин. После этого выделили участок залежи с толщиной h1=14 м. На 2 м выше подошвы 3 продуктивного пласта 1 пробурили горизонтальный ствол горизонтальной добывающей скважины 5 длиной 600 м. Определили место падения гипсометрической отметки перпендикулярно оси у забоя добывающей скважины 5 (фиг. 1). Далее расположили вертикальную нагнетательную скважину 4 со стороны падения кровли 2 продуктивного пласта 1 на удалении h2=8 м от забоя добывающей скважины 5 вдоль оси ее горизонтального ствола. Вертикальная скважина 4 была проперфорирована с интервалом вскрытия h3=10 м от кровли 2 продуктивного пласта 1.To clarify the geological structure of formation 1 (Fig. 1 and 2) and subsequent control, a
После обустройства вертикальной 4 (фиг. 1 и 2) и горизонтальной 5 скважин через них выполнили закачку пара в объеме 3,5 тыс.т в каждую для достижения необходимого уровня прогрева продуктивного пласта 1. В качестве рабочего агента использовали пар с температурой 191°С и сухостью 0,9 доли ед. После прогрева призабойных зон обеих скважин 4 и 5 горизонтальная скважина 5 была переведена под добычу, а вертикальная скважина 4 - под нагнетание пара.After arranging a vertical 4 (Fig. 1 and 2) and 5 horizontal wells through them, steam was injected in the amount of 3.5 thousand tons each to achieve the required level of heating of the
По показаниям температурных датчиков 6 (фиг. 2) в горизонтальной добывающей скважине 5 выполняли контроль за паровой камерой и исключали прорыв пара в добывающей скважине 5 путем изменения объемов закачки теплоносителя от 50 до 85 т/сут в вертикальной скважине 4 и отбора жидкости 60-100 т/сут из добывающей скважины 5.According to the temperature sensors 6 (Fig. 2) in the horizontal production well 5, the steam chamber was controlled and steam breakthrough in the production well 5 was excluded by changing the coolant injection volumes from 50 to 85 t / day in the
Аналогичным образом выполнили еще два примера на других участках со схожими геолого-физическими характеристиками. Данные по нефтенасыщенной толщине пласта h1, смещению h2 вертикальной скважины 4 от оси горизонтального ствола добывающей скважины 5 вниз по структуре, интервалу вскрытия h3 вертикальной нагнетательной скважины 4 приведены в таблице.Similarly, two more examples were performed in other areas with similar geological and physical characteristics. Data on oil-saturated formation thickness h 1 , displacement h 2 of the
По полученным результатам выявлены преимущества способа перед прототипом: увеличение накопленной добычи нефти за срок разработки на 10-15%, увеличение темпов отбора от начальных извлекаемых запасов на 8-13%. Эти практические данные полностью совпадают с результатами, полученными в программном комплексе ROXAR, рекомендуемом для дальнейшей работы.The results revealed the advantages of the method over the prototype: an increase in the cumulative oil production over the development period by 10-15%, an increase in the selection rate from the initial recoverable reserves by 8-13%. These practical data completely coincide with the results obtained in the ROXAR software package, recommended for further work.
Предложенный способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума позволяет повысить эффективность технологии парогравитационного дренирования в залежи с наклоном кровли продуктивного пласта, исключить прорыв теплоносителя в добывающую скважину, повысить охват паротепловым воздействием, так как в условиях наклона пласта смещение вертикальной скважины вниз по склону позволяет снизить негативные последствия ухода пара вверх по структуре и ускорить достижение термогидродинамической связи.The proposed method for the development of a highly viscous oil or bitumen deposit allows to increase the efficiency of steam gravity drainage technology in a deposit with a slope of the roof of the productive formation, to exclude the breakthrough of the coolant in the producing well, to increase the coverage of the steam and thermal effect, since when the formation is tilted, shifting the vertical well down the slope reduces the negative consequences steam leaving up the structure and accelerate the achievement of thermohydrodynamic coupling.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018114339A RU2683458C1 (en) | 2018-04-18 | 2018-04-18 | Highly viscous oil or bitumen deposit development method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018114339A RU2683458C1 (en) | 2018-04-18 | 2018-04-18 | Highly viscous oil or bitumen deposit development method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2683458C1 true RU2683458C1 (en) | 2019-03-28 |
Family
ID=66089978
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018114339A RU2683458C1 (en) | 2018-04-18 | 2018-04-18 | Highly viscous oil or bitumen deposit development method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2683458C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2780980C1 (en) * | 2022-03-23 | 2022-10-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing an oil deposit of a mature field |
CN115478832A (en) * | 2022-10-09 | 2022-12-16 | 中国地质科学院勘探技术研究所 | Hot dry rock geothermal exploitation method |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4344485A (en) * | 1979-07-10 | 1982-08-17 | Exxon Production Research Company | Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids |
RU2334095C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil pool development |
RU2506418C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for oil deposit development at late stage |
RU2506417C1 (en) * | 2012-08-07 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
RU2578137C1 (en) * | 2015-01-21 | 2016-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
-
2018
- 2018-04-18 RU RU2018114339A patent/RU2683458C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4344485A (en) * | 1979-07-10 | 1982-08-17 | Exxon Production Research Company | Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids |
RU2334095C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil pool development |
RU2506418C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for oil deposit development at late stage |
RU2506417C1 (en) * | 2012-08-07 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
RU2578137C1 (en) * | 2015-01-21 | 2016-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2780980C1 (en) * | 2022-03-23 | 2022-10-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing an oil deposit of a mature field |
CN115478832A (en) * | 2022-10-09 | 2022-12-16 | 中国地质科学院勘探技术研究所 | Hot dry rock geothermal exploitation method |
CN115478832B (en) * | 2022-10-09 | 2023-06-20 | 中国地质科学院勘探技术研究所 | Geothermal exploitation method for dry-hot rock |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2334095C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
RU2287677C1 (en) | Method for extracting oil-bitumen deposit | |
RU2663532C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
RU2578137C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit | |
RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
RU2678739C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
RU2683458C1 (en) | Highly viscous oil or bitumen deposit development method | |
RU2675115C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
RU2274741C1 (en) | Oil field development method | |
RU2433256C1 (en) | Method of high-viscosity oil or bitumen pool development | |
RU2334098C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
WO2010084369A1 (en) | Method for extracting viscous petroleum crude from a reservoir | |
RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
RU2720725C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit | |
RU2387820C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
RU2467161C1 (en) | Thermal well method of developing fractured deposit of extra-heavy oil | |
RU2679423C1 (en) | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals | |
RU2595112C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of development | |
RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
RU2652245C1 (en) | Method for developing the bituminous oil deposit | |
RU2603867C1 (en) | Method for development of inhomogeneous oil deposit | |
RU2623407C1 (en) | Method of bitumen field development |