RU2725406C1 - Method of bituminous oil deposit development by thermal methods - Google Patents
Method of bituminous oil deposit development by thermal methods Download PDFInfo
- Publication number
- RU2725406C1 RU2725406C1 RU2019138052A RU2019138052A RU2725406C1 RU 2725406 C1 RU2725406 C1 RU 2725406C1 RU 2019138052 A RU2019138052 A RU 2019138052A RU 2019138052 A RU2019138052 A RU 2019138052A RU 2725406 C1 RU2725406 C1 RU 2725406C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- well
- steam
- filter
- hot water
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 54
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 54
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 53
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 4
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000002641 tar oil Substances 0.000 claims description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 16
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000008213 purified water Substances 0.000 description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 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
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 210000001520 comb Anatomy 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000008236 heating water Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 229910000028 potassium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000015497 potassium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 239000011736 potassium bicarbonate Substances 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
- 230000001105 regulatory effect Effects 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
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием тепла пара или попутно добываемой воды.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing high-viscosity oil fields using steam heat or produced water in passing.
Известна система обустройства месторождения тяжелой нефти и природного битума (патент RU № 2503806, Е21В 43/20, F16D 01/16, опубл. 10.01.2014 в Бюл. № 1), включающая источник пресной воды с трубопроводом пресной воды, добывающие скважины, соединенные через трубопровод продукции скважин и дожимную насосную станцию с установкой подготовки нефти, оснащенной трубопроводом товарной нефти и трубопроводом попутно добываемой воды, сообщенным с очистными сооружениями, которые через трубопровод очищенной воды, кустовую насосную станцию и водовод, оснащенный блоком дозирования ингибитора коррозии, сообщены с нагнетательными скважинами, причем трубопровод продукции скважин оснащен блоком дозирования деэмульгатора, очистные сооружения снабжены трубопроводом уловленной нефти для ее возврата на установку подготовки нефти, оснащенную дополнительно системой нагрева продукции с трубопроводом топливного газа и трубопроводом попутного нефтяного газа, и вторым трубопроводом очищенной воды, соединенным с блоком водоподготовки для подачи попутно добываемой воды на глубокую очистку, при объемах добычи нефти более 10% от проектного максимального объема добычи нефти с отключением трубопровода очищенной воды, причем блок водоподготовки соединен с трубопроводом пресной воды для ее глубокой очистки с целью обеспечения парогенератора необходимым объемом воды, а также с кустовой насосной станцией через трубопровод рассола и через трубопровод глубокоочищенной воды с парогенератором, который для нагрева воды соединен с трубопроводом топливного газа, а через паропровод сообщен с паронагнетательными скважинамиA well-known system for the development of heavy oil and natural bitumen deposits (patent RU No. 2503806, ЕВВ 43/20, F16D 01/16, published on January 10, 2014 in Bull. No. 1), including a source of fresh water with a fresh water pipeline, producing wells connected through a well production pipeline and a booster pump station with an oil treatment unit equipped with a commodity oil pipeline and a produced water pipeline connected to treatment facilities, which are connected to injection wells through a purified water pipeline, a cluster pump station and a water conduit equipped with a corrosion inhibitor dosing unit moreover, the well production pipeline is equipped with a demulsifier dosing unit, the treatment facilities are equipped with a captured oil pipeline for its return to the oil treatment unit, which is additionally equipped with a product heating system with a fuel gas pipeline and an associated gas gas pipeline, and a second purified water pipeline connected to the unit water treatment facility for supplying produced water for deep purification, with oil production volumes exceeding 10% of the design maximum oil production volume with the purified water pipeline turned off, the water treatment unit being connected to the fresh water pipeline for its deep purification in order to provide the steam generator with the necessary volume of water, as well as with a cluster pump station through a brine pipeline and through a pipeline of deeply purified water with a steam generator, which is connected to a fuel gas pipeline for heating water, and is connected to steam injection wells through a steam pipeline
Этой установкой осуществляют способ добычи тяжелой нефти и природного битума, включающий нагнетание пара, приготовленного из пресной воды в парогенераторе, через гребенку в нагнетательные скважины и отбор из добывающих скважин продукции, содержащую попутно добываемую воду, отделение и подготовку попутно добываемой горячей воды, добавление в пресную воду перед парогенератором.This installation implements a method for producing heavy oil and natural bitumen, including injecting steam prepared from fresh water in a steam generator through a comb into injection wells and selecting products from producing wells that contain produced water, separation and preparation of produced hot water, added to fresh water in front of the steam generator.
Недостатком данного способа являются узкая область применения из-за возможности реализации только на небольших кустах скважин и низкое давление нагнетания из-за суммарной большой длины паропровода, деления потока на гребенке и большого сопротивления потоку пара на переходных участках.The disadvantage of this method is the narrow scope due to the possibility of implementation only on small wellbores and low injection pressure due to the total large length of the steam pipe, dividing the flow on the comb and high resistance to steam flow in the transition sections.
Известен также способ разработки месторождения высоковязкой нефти (патент RU № 2486334, E21B 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, причем 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.There is also known a method of developing a highly viscous oil field (patent RU No. 2486334, E21B 43/24, C09K 8/592, published on June 27, 2013 in Bull. No. 18), which includes injecting steam into an injection well, heating the reservoir to create a steam chamber, the selection of oil through the producing well, the injection of produced water into the injection well after reaching the design value of the residual oil saturation and canceling the steam injection, the concentration of bicarbonate ions in the produced produced water is determined, the produced produced water is pumped with a concentration of bicarbonate ions of at least 3 g / l and when the concentration of bicarbonate ions in the produced water is less than 3 g / l at a temperature in the steam chamber above 100 ° C, carbamide is additionally introduced into the produced water, after the temperature in the steam chamber drops below 100 ° C, sodium carbonate is introduced into the produced water or ammonium or sodium or potassium hydrogen carbonate, decomposing with the release of carbon dioxide by heat, acc emulated in a steam chamber.
Недостатком данного способа являются большие материальные затраты, связанные с необходимостью использования под постоянным контролем гидрокарбонат-ионов, узкая область применения из-за возможности реализации только на небольших кустах скважин и низкое давление нагнетания из-за суммарной большой длины паропровода, деления потока на гребенке и большого сопротивления потоку пара на переходных участках, при этом отсутствует возможность закачки излишков воды в нагнетательные скважины высокой проницаемостью очистки фильтров без остановки и разбора линии нагнетания для каждой скважины.The disadvantage of this method is the large material costs associated with the need for constant monitoring of bicarbonate ions, a narrow scope because of the possibility of implementation only on small well clusters and low injection pressure due to the total large length of the steam pipe, dividing the flow by comb and large resistance to steam flow in the transition areas, while there is no possibility of pumping excess water into injection wells with high permeability of filter cleaning without stopping and disassembling the injection line for each well.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки (патент RU № 2669647, E21B 43/24, E21B 7/04, E21B 47/04, E21B 47/06, C09K 8/592, опубл. 12.10.2018 в Бюл. № 29), 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, причем 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.The closest in technical essence is the method of developing deposits of high viscosity and super-viscous oil by thermal methods at a late stage of development (patent RU No. 2669647, E21B 43/24, E21B 7/04, E21B 47/04, E21B 47/06, C09K 8/592, published on October 12, 2018, in Bul. No. 29), including the construction of horizontal wells located one above the other, injection of steam into the upper injection well, heating of the reservoir with the creation of a steam chamber, oil extraction through the lower production well, injection of produced water into the injection well after reaching the design value of the residual oil saturation and canceling the steam injection, and during the construction of the wells, they are equipped with temperature and pressure control devices, and after reaching the ratio of the injected steam volume to the extracted oil volume of more than 10, the produced water is injected into the injection well and steam injection is canceled after the regulated reducing steam injection into the injection well with the help of control systems, excluding a sharp decrease in pressure of more than 0.05 MPa / day and temperature of more than 1 ° C / day in the steam chamber to the temperature of water vaporization at reservoir pressure.
Недостатком данного способа являются узкая область применения из-за возможности реализации только на небольших кустах скважин и низкое давление нагнетания из-за суммарной большой длины паропровода, деления потока на гребенке и большого сопротивления потоку пара на переходных участках, при этом отсутствует возможность закачки излишков воды в нагнетательные скважины с высокой проницаемостью очистки фильтров без остановки и разбора линии нагнетания для каждой скважины.The disadvantage of this method is the narrow scope due to the possibility of implementation only on small wellbores and low injection pressure due to the total large length of the steam pipe, dividing the flow on the comb and high resistance to steam flow in the transition sections, while there is no possibility of pumping excess water into injection wells with high permeability of filter cleaning without stopping and disassembling the injection line for each well.
Технической задачей предлагаемого изобретения является создание способа разработки залежи битуминозной нефти тепловыми методами, позволяющим работать на больших площадях и высоким давлением закачки излишков горячей воды в нагнетательные скважины с высокой проницаемостью за счет использования подпорного насоса для каждой скважины, спущенного в шурф и очистки фильтров без остановки и разбора линии нагнетания для каждой скважины.The technical task of the invention is to provide a method for developing tar oil deposits by thermal methods, which allows working on large areas and high pressure injection of excess hot water into injection wells with high permeability by using a booster pump for each well launched into the pit and cleaning the filters without stopping and analysis of the injection line for each well.
Техническая задача решается способом разработки залежи битуминозной нефти тепловыми методами, включающим строительство группы паронагнетательных и добывающих скважин в пределах одного пласта залежи, закачку пара, приготовленного из пресной воды в парогенераторе, в паронагнетательные скважины и отбор из добывающих скважин продукции, содержащую попутно добываемую воду, отделение и подготовку попутно добываемой горячей воды, добавление в пресную воду перед парогенератором.The technical problem is solved by the method of developing a tar oil deposit by thermal methods, including the construction of a group of steam injection and production wells within the same reservoir layer, injection of steam prepared from fresh water in a steam generator into steam injection wells and selection of products from production wells containing incidentally produced water, separation and preparation of produced hot water along the way, adding to fresh water in front of the steam generator.
Новым является то, что избыток горячей воды отдельно закачивается в нагнетательные скважины по соответствующим линиям нагнетания, а у каждой нагнетательной скважины строят соответствующий шурф для закачки через фильтр горячей воды, оборудуют шурф глубинным насосом, причем закачку в пласт нагнетательной скважины ведут из шурфа, при этом дополнительно строят сливной колодец, через регулируемый кран связанный со входом фильтра, а линию нагнетания оборудуют регулировочными задвижками и байпасной линией с запорным элементом, связывающей выход глубинного насоса с входом, периодически регулировочные задвижки одной из линий нагнетания перед фильтром и после байпасной линии закрывают, на байпасной линии запорный элемент открывают вместе с регулировочным краном сливного колодца для реверсивной промывки и очистки фильтра со сбросом жидкости в сливной колодец, после чего линию нагнетания приводят регулировочными задвижками и краном в исходное состояние для нагнетания горячей воды в нагнетательную скважину.What is new is that the excess hot water is separately pumped into the injection wells along the corresponding injection lines, and a corresponding pit is built at each injection well for injection through a hot water filter, a pit is equipped with a downhole pump, and injection into the reservoir of the injection well is carried out from the pit, while in addition, a drainage well is built, through an adjustable crane connected to the filter inlet, and the discharge line is equipped with adjusting valves and a bypass line with a shut-off element connecting the outlet of the deep pump to the inlet, periodically adjusting valves of one of the discharge lines in front of the filter and after the bypass line are closed, bypass the line the shut-off element is opened together with the control valve of the drain well for reverse flushing and cleaning the filter with discharge of liquid into the drain well, after which the discharge line is brought back by the adjusting valves and tap to pump hot water into the discharge well.
На чертеже изображена схема реализации способа.The drawing shows a diagram of the implementation of the method.
Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.
Способ разработки залежи битуминозной нефти тепловыми методами включает строительство группы паронагнетательных 1 и добывающих 2 скважин в пределах одного пласта залежи (не показан), приготовленного из получаемый в узле подготовки воды 3 пресной воды в парогенераторе 4, через гребенку 5 в паронагнетательные скважины 1 и отбор из добывающих скважин 2 продукции, содержащую попутно добываемую воду, отделение в установке подготовки нефти и сброса воды 6 (УПНиСВ) и подготовку попутно добываемой горячей воды в установке подготовки попутнодобываемой воды 7 (УППДВ), добавление в пресную воду перед парогенератором 4. В ходе отделения попутнодобываей воды в УПНиСВ 6 и подготовке ее в УППДВ 7 трудно подобрать баланс для бесперебойной работы парогенератора 4, поэтому для избежания выхода его из строя в парогенератор воду с узда подготовки воды 3 подают «с запасом», поэтому образуется на выходе с УППДВ 7 избыток воды. Избыток горячей воды УППДВ 4 отдельно закачивается через кустовую насосную станцию 8 (КНС), блок гребенок 9 (БГ) и при наличии подпорной насосной станции 10 (ПНС) в нагнетательные скважины 11 по соответствующим линиям нагнетания 12. У каждой нагнетательной скважины 11 строят соответствующий шурф 13 для закачки через фильтр 14 горячей воды, оборудуют шурф 13 глубинным насосом (не показан). причем закачку в пласт нагнетательной скважины 11 ведут из шурфа 13 Дополнительно строят сливной колодец 15, через регулируемый кран 16 связанный со входом фильтра 14, а линию нагнетания 12 оборудуют регулировочными задвижками 17 и 18 и байпасной линией 19 с запорным элементом 20, связывающей выход 21 глубинного насоса с выходом фильтра 14. Периодически регулировочные задвижки 17 и 18 в одной из линий нагнетания 12 перед фильтром 14 и после байпасной линии 19 соответственно закрывают, на байпасной линии 19 запорный элемент 20 открывают вместе с регулировочным краном 16 сливного колодца 15 для реверсивной промывки и очистки фильтра 14 со сбросом жидкости в сливной колодец 15. После чего линию нагнетания 12 приводят регулировочными задвижками 17 и 18 (открывают), запорным элементом 20 (закрывают) и краном 16 (закрывают) в исходное состояние для нагнетания горячей воды в соответствующую нагнетательную скважину 11. На других линиях 12 очистку фильтров 14 производят аналогичным методом. Загрязнение фильтра 14 проверяют любым известным методом, например, взятием проб после соответствующего фильтра 14, сравнением перепада давлений до и после фильтра 14 или т.п. (авторы на это не претендуют).A method for developing a tar oil deposit by thermal methods involves the construction of a group of steam injection 1 and production 2 wells within one reservoir layer (not shown) prepared from fresh water obtained in the water preparation unit 3 in
Предлагаемый способ разработки залежи битуминозной нефти тепловыми методами позволяет работать на больших площадях и с высоким давлением закачки излишков горячей воды в нагнетательные скважины с высокой проницаемостью за счет использования подпорного насоса для каждой скважины, спущенного в шурф, и очистки фильтров без остановки и разбора линии нагнетания для каждой из этих скважин скважины.The proposed method for the development of tar oil deposits by thermal methods allows you to work on large areas and with high pressure injection of excess hot water into injection wells with high permeability through the use of a booster pump for each well lowered into the pit, and cleaning the filters without stopping and disassembling the injection line for each of these wells are boreholes.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019138052A RU2725406C1 (en) | 2019-11-26 | 2019-11-26 | Method of bituminous oil deposit development by thermal methods |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019138052A RU2725406C1 (en) | 2019-11-26 | 2019-11-26 | Method of bituminous oil deposit development by thermal methods |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2725406C1 true RU2725406C1 (en) | 2020-07-02 |
Family
ID=71510277
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019138052A RU2725406C1 (en) | 2019-11-26 | 2019-11-26 | Method of bituminous oil deposit development by thermal methods |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2725406C1 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6662872B2 (en) * | 2000-11-10 | 2003-12-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combined steam and vapor extraction process (SAVEX) for in situ bitumen and heavy oil production |
| RU2486334C1 (en) * | 2011-12-12 | 2013-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil development |
| RU2588234C1 (en) * | 2015-04-29 | 2016-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-УфаНИПИнефть" | Method for cluster release and utilisation of produced water |
| RU2611789C1 (en) * | 2016-01-11 | 2017-03-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of field of high viscous and ultra high viscous oil by thermal methods at late stage of development |
| RU2669647C1 (en) * | 2017-11-29 | 2018-10-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of mining deposit of high viscous and super viscous oil by thermal methods at late stage of mining |
| RU2673934C1 (en) * | 2018-02-05 | 2018-12-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing reservoir of super-viscous oil by heat methods in late stage |
-
2019
- 2019-11-26 RU RU2019138052A patent/RU2725406C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6662872B2 (en) * | 2000-11-10 | 2003-12-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combined steam and vapor extraction process (SAVEX) for in situ bitumen and heavy oil production |
| RU2486334C1 (en) * | 2011-12-12 | 2013-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil development |
| RU2588234C1 (en) * | 2015-04-29 | 2016-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-УфаНИПИнефть" | Method for cluster release and utilisation of produced water |
| RU2611789C1 (en) * | 2016-01-11 | 2017-03-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of field of high viscous and ultra high viscous oil by thermal methods at late stage of development |
| RU2669647C1 (en) * | 2017-11-29 | 2018-10-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of mining deposit of high viscous and super viscous oil by thermal methods at late stage of mining |
| RU2673934C1 (en) * | 2018-02-05 | 2018-12-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing reservoir of super-viscous oil by heat methods in late stage |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU57358U1 (en) | PLASTIC PRESSURE SUPPORT SYSTEM | |
| NO20101733L (en) | Multipoint injection system for oilfield operations | |
| RU2013128423A (en) | METHOD FOR CARRYING OUT HYDRAULIC RIPPING OF A HYDROCARBON LAYER AT HIGH PRESSURE AND A PROCESS RELATED TO IT | |
| RU2488687C1 (en) | Method of simultaneous and separate operation of injection well | |
| RU2387816C1 (en) | Method of cluster water injection into fill-in wells | |
| RU2725406C1 (en) | Method of bituminous oil deposit development by thermal methods | |
| RU2323331C1 (en) | Method for stacked oil pool development with the use of simultaneous separate working agent injection | |
| RU2672365C1 (en) | Method for developing oil deposit on unsteady cyclic pumping mode and device for its implementation | |
| RU2535765C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
| RU2332557C1 (en) | Method for cleaning near wellbore region of injection wells | |
| RU2394980C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| RU2459936C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU46808U1 (en) | UNDERGROUND WATER INJECTION SYSTEM | |
| RU2543841C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2816143C1 (en) | Method for development of superviscous oil deposit using paired horizontal wells | |
| RU61340U1 (en) | PIPING OF THE MEASURING AND DISTRIBUTION NODE OF THE BUST PUMPING STATION | |
| RU2327861C2 (en) | Method for developing oil deposit with gas cap | |
| RU2808627C1 (en) | Method for developing fractured-cavernosic deposit with gas cap and underlying water | |
| Almukhametova | Expanding the experience of using non-stationary waterflooding technology with changing direction of the filtration flow in the example of the Northern Buzachi field | |
| RU2422620C1 (en) | Procedure for protection of centrifugal pump from deposit of salts | |
| RU2548460C1 (en) | Control method for production and actions system at wells cluster | |
| RU2687663C1 (en) | Method of gas well operation | |
| RU2792453C1 (en) | Method of hydrodynamic stimulation of the formation to increase oil recovery | |
| RU2494237C1 (en) | Development method of oil deposit by water-flooding | |
| RU85187U1 (en) | SYSTEM FOR THE USE OF WATERFLOWING OIL PRODUCING WELLS WHEN ORGANIZING LAYER PRESSURE MAINTENANCE ON THE INTER-WELL TRANSFER TECHNOLOGY |