RU2773651C1 - Borehole pumping unit for the extraction of bituminous oil - Google Patents
Borehole pumping unit for the extraction of bituminous oil Download PDFInfo
- Publication number
- RU2773651C1 RU2773651C1 RU2021123557A RU2021123557A RU2773651C1 RU 2773651 C1 RU2773651 C1 RU 2773651C1 RU 2021123557 A RU2021123557 A RU 2021123557A RU 2021123557 A RU2021123557 A RU 2021123557A RU 2773651 C1 RU2773651 C1 RU 2773651C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- string
- packer
- oil
- steam
- Prior art date
Links
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title claims abstract description 11
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 29
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 210000001699 lower leg Anatomy 0.000 description 3
- 210000000214 Mouth Anatomy 0.000 description 2
- 230000001174 ascending Effects 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 210000001503 Joints Anatomy 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000001808 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтяной отрасли промышленности и может быть использовано при парогравитационном способе добычи битуминозных нефтей.The present invention relates to the oil industry and can be used in the steam gravity method for the extraction of bituminous oils.
Для добычи битуминозной нефти известен способ, включающий бурение в пласте двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно друг другу (патент RU № 2287677, Е21В 43/24, опубл. Бюл. № 32 от 20.11.2006 г.). В верхнюю скважину осуществляют закачку пара, а из нижней производят отбор продукции.For the extraction of bituminous oil, a method is known that includes drilling two horizontal wells in the formation, located parallel to each other (patent RU No. 2287677, E21B 43/24, publ. Bull. No. 32 of 20.11.2006). Steam is injected into the upper well, and products are taken from the lower well.
Известный способ обладает недостатками из-за потерь тепла в продуктивных пластах и добывающей скважине, а также сложности проводки двух параллельно расположенных горизонтальных скважин с двумя устьями.The known method has disadvantages due to heat loss in productive formations and production wells, as well as the complexity of drilling two parallel horizontal wells with two mouths.
Известен способ добычи тяжелой высоковязкой нефти периодической закачкой пара в добывающую скважину (например, а.с. СССР № 1272788, Е21В 43/24. Способ добычи тяжелой высоковязкой нефти, заявл. 26.10.84 г., опубл. 22.07.86 г.). На период закачки пара, осуществляемой через затрубное пространство скважины, насосное оборудование останавливают. После прогрева призабойной зоны пласта глубинный насос запускают в работу и откачивают нефть до существенного охлаждения призабойной зоны пласта. Недостаток способа состоит в значительных потерях тепла в околоскважинное пространство.A known method for the production of heavy high-viscosity oil by periodic injection of steam into a production well (for example, AS USSR No. 1272788, E21B 43/24. Method for the production of heavy high-viscosity oil, declared 26.10.84, publ. 22.07.86) . For the period of steam injection, carried out through the annulus of the well, the pumping equipment is stopped. After warming up the bottomhole formation zone, the downhole pump is put into operation and oil is pumped out until the bottomhole formation zone is substantially cooled. The disadvantage of this method is the significant heat loss in the borehole environment.
Кроме того, известен способ разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, основанный на закачке пара, создании паровой камеры, совместной закачке пара и углеводородного растворителя и отборе продукции (Патент РФ № 2342955, Е21В 43/24, опубл. 04.10.2002 г.). Недостатком способа является значительная потеря тепла в околоскважинное пространство при подаче теплоносителя на забой по затрубному пространству.In addition, there is a known method for the development of deposits of heavy oils and natural bitumen, based on the injection of steam, the creation of a steam chamber, the joint injection of steam and a hydrocarbon solvent and the selection of products (RF Patent No. 2342955, E21B 43/24, publ. 04.10.2002) . The disadvantage of this method is a significant loss of heat in the near-wellbore space when the coolant is supplied to the bottomhole through the annulus.
Также известно устройство для осуществления способа добычи тяжелой и битуминозной нефти (Патент РФ № 2399754, Е21В 43/24, опубл. 20.09.2010 г.), позволяющее производить закачку пара в продуктивный пласт и отбор продукции. В скважину спускают колонну труб, оборудованную снизу эжектором-смесителем с камерой низкого давления. В колонну труб в подпакерное пространство производят закачку воды, нагретой до температуры, превышающей температуру парообразования при пластовом давлении, и под давлением, превышающем давление парообразования. Переход воды в парообразное состояние и перемешивание ее с нефтью позволяют закачивать смесь в продуктивный пласт с повышением давления в пласте на 10…30%. После прекращения закачки пара переходят к отбору продукции пласта с помощью штангового насоса, который позволяет, благодаря наличию дополнительного концентрического канала, закачивать перегретую воду в скважину или отбирать из скважины продукцию.Also known is a device for implementing a method for the production of heavy and bituminous oil (RF Patent No. 2399754, E21B 43/24, publ. 20.09.2010), which allows steam to be injected into the reservoir and product selection. A string of pipes is lowered into the well, equipped from below with an ejector-mixer with a low-pressure chamber. Water heated to a temperature exceeding the vaporization temperature at reservoir pressure and at a pressure exceeding the vaporization pressure is produced into the pipe string in the under-packer space. The transition of water into a vapor state and its mixing with oil make it possible to pump the mixture into the reservoir with an increase in pressure in the reservoir by 10 ... 30%. After the steam injection is stopped, the production of the formation is taken off using a rod pump, which allows, due to the presence of an additional concentric channel, to pump superheated water into the well or take products from the well.
Недостаток устройства для осуществления способа состоит в необходимости строительства дополнительной вертикальной скважины, в которую спускается штанговый насос, поскольку работа такого насоса в горизонтальной или наклонной скважине с большим зенитным углом наклона невозможна.The disadvantage of the device for implementing the method is the need to build an additional vertical well into which the rod pump is lowered, since the operation of such a pump in a horizontal or inclined well with a large zenith angle is impossible.
Известно устройство для осуществления способа разработки залежи высоковязкой нефти или битума (Патент РФ № 2339805, Е21В 43/24, заявл. 22.03.2007 г., опубл. 27.11.2008 г.). В горизонтальный ствол двухустьевой скважины проводят дополнительный наклонный ствол для отбора продукции скважины. В этот ствол спускают винтовой насос с приводом от вращающейся колонны штанг с расположением привода на устье. Закачку водяного пара с температурой 200°С производят попеременно с двух крайних устьев. Отбор жидкости из дополнительного среднего ствола производят постоянно.A device for implementing a method for developing deposits of high-viscosity oil or bitumen is known (RF Patent No. 2339805, E21B 43/24, applied on March 22, 2007, published on November 27, 2008). An additional inclined shaft is inserted into the horizontal wellbore of a double-headed well to take well production. A screw pump is lowered into this shaft, driven by a rotating rod string with the drive located at the wellhead. The injection of water vapor with a temperature of 200°C is carried out alternately from the two extreme mouths. The selection of fluid from the additional middle shaft is performed continuously.
Недостаток устройства для осуществления способа состоит в низкой надежности работы винтового насоса при высоких температурах. Эластомер статора винтового насоса при этом теряет эластичность и разрушается при контакте со стальным ротором.The disadvantage of the device for implementing the method is the low reliability of the screw pump at high temperatures. The elastomer of the screw pump stator loses its elasticity and collapses upon contact with the steel rotor.
Также известно устройство для реализации способа добычи высоковязкой нефти из наклонно-направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт (Патент РФ № 2436943 C1, Е21В 43/24, заявл. 03.06.2010 г., опубл. 20.12.2011 г.). В наклонную часть ствола скважины спускаются теплоизолированные насосно-компрессорные трубы для подачи пара, а также электроцентробежный насос. После закачки пара в ствол меньшего диаметра с восходящей траекторией производят откачку разогретой продукции пласта электроцентробежным насосом. Восходящая траектория ствола с меньшим диаметром и углом подъема не менее 5-8° необходима для стока разогретой массы нефти к зоне спуска насоса.Also known is a device for implementing a method for the production of high-viscosity oil from a directional well by the method of cyclic injection of steam into the reservoir (RF Patent No. 2436943 C1, E21B 43/24, declared 03.06.2010, publ. 20.12.2011). Heat-insulated tubing for steam supply, as well as an electric centrifugal pump, are lowered into the inclined part of the wellbore. After injection of steam into a shaft of smaller diameter with an ascending trajectory, the heated production of the formation is pumped out by an electric centrifugal pump. An ascending wellbore trajectory with a smaller diameter and an elevation angle of at least 5-8° is necessary for the flow of the heated oil mass to the pump descent zone.
Недостаток устройства для осуществления такого способа состоит в низкой работоспособности электроцентробежного насоса при высоких температурах. Наиболее подверженными отказам узлами насоса являются погружной электродвигатель с неметаллическими элементами и его гидрозащита.The disadvantage of the device for implementing this method is the low efficiency of the electric centrifugal pump at high temperatures. The most failure-prone pump components are the submersible motor with non-metallic elements and its hydraulic protection.
Наиболее близкой по технической сущности является скважинная насосная установка для добычи битуминозной нефти (Патент РФ № 2595032 C1, Е21В 43/00, заявл. 29.04.2015 г., опубл. 20.08.2016 г., БИ № 23). Установка включает центробежный насос, мультипликатор оборотов, колонны насосно-компрессорных труб и штанг, колокол на нижнем торце колонны штанг, пакер, устьевой привод для вращения колонны штанг с насосом, хвостовик, спущенный в горизонтальную часть скважины, центраторы для штанг.The closest in technical essence is a downhole pumping unit for the production of bituminous oil (RF Patent No. 2595032 C1, E21B 43/00, applied on April 29, 2015, published on August 20, 2016, BI No. 23). The unit includes a centrifugal pump, a speed multiplier, tubing and rod strings, a bell at the lower end of the rod string, a packer, a wellhead drive for rotating the rod string with a pump, a liner lowered into the horizontal part of the well, rod centralizers.
После спуска оборудования в скважину в колонну труб с устья закачивают пар, который попадает в хвостовик через мультипликатор и рабочие колеса центробежного насоса. Пар прогревает околоскважинную область продуктивного пласта и разогретая масса нефти через перфорационные отверстия попадает в полость хвостовика и далее на прием насоса. После прогрева пласта насосную установку запускают в работу.After the equipment is lowered into the well, steam is pumped into the pipe string from the wellhead, which enters the liner through the intensifier and impellers of the centrifugal pump. The steam heats up the near-wellbore area of the productive formation and the heated mass of oil through the perforations enters the liner cavity and further to the pump intake. After the formation is warmed up, the pumping unit is put into operation.
Наиболее существенным недостатком насосной установки является невозможность реализации парогравитационного режима эксплуатации скважины. Отбор нефти из прогретой нижней зоны околоскважинного пространства скважины в условиях одного ствола скважины является невозможным.The most significant drawback of the pumping unit is the impossibility of implementing the steam-gravity mode of well operation. Extraction of oil from the heated lower zone of the near-wellbore space of the well in the conditions of one wellbore is impossible.
Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности выработки запасов битуминозной нефти при парогравитационном способе ее добычи.The technical objective of the invention is to increase the efficiency of the development of reserves of bituminous oil in the steam-gravity method of its production.
Решение технической задачи достигается тем, что в скважинной насосной установке для добычи битуминозной нефти, включающей центробежный насос, спущенный на колонне насосно-компрессорных труб в наклонный участок скважины, вал которого сочленен с колонной штанг с помощью колокола, установленного на ее нижнем конце, колонну труб на приеме насоса, спущенную в горизонтальный участок скважины, пакер, установленный на насосно-компрессорных трубах выше насоса, верхний привод для вращения колонны штанг, согласно изобретению колонна труб-хвостовик с приема насоса расположена в верхнем дополнительном горизонтальном стволе скважины с наклонной частью, основным и дополнительным горизонтальными стволами и перекрыта снаружи пакером в начальном участке горизонтального ствола, а на участке между пакером и приемом насоса внутри трубы-хвостовика расположены подпружиненные обратные клапаны, верхний из которых сообщен со скважинным пространством в зоне установки клина-отклонителя.The solution of the technical problem is achieved by the fact that in a downhole pumping unit for the production of bituminous oil, including a centrifugal pump lowered on a tubing string into an inclined section of the well, the shaft of which is articulated with the rod string using a bell installed at its lower end, the pipe string at the pump intake, lowered into the horizontal section of the well, a packer installed on the tubing pipes above the pump, the top drive for rotating the rod string, according to the invention, the liner string from the pump intake is located in the upper additional horizontal wellbore with an inclined part, the main and additional horizontal wells and is blocked from the outside by a packer in the initial section of the horizontal well, and in the area between the packer and the pump intake inside the liner there are spring-loaded check valves, the upper of which is in communication with the well space in the area of the whipstock installation.
На фиг. 1, 2 и 3 показана схема скважинной насосной установки. В залежи с битуминозной нефтью пробурен основной ствол 1 скважины с наклонной и горизонтальной частями. Выше горизонтального основного ствола 1 в наклонную ее часть выполнена врезка дополнительного горизонтального ствола 2 с помощью клина-отклонителя 3 со сквозным проходным каналом 4. В наклонную часть ствола скважины на колонне насосно-компрессорных труб 5 (НКТ) спущен центробежный насос 6 со шлицевым верхним концом вала, соединенного с помощью колокола 7 с внутренними шлицами с колонной штанг 8. На устье скважины установлены технологические задвижки 9 и 10. Выходной верхний конец штанговой колонны 8 соединен с приводом для ее вращения (на фиг. 1 не показан). Выше насоса 6 на колонне труб 5 установлен пакер 11.In FIG. 1, 2 and 3 shows a diagram of a downhole pumping unit. In deposits with bituminous oil, the main wellbore 1 with inclined and horizontal parts was drilled. Above the horizontal main shaft 1, an additional
Приемная часть насоса 6 соединена с хвостовиком 12, проходящим в горизонтальный ствол 2. В горизонтальном стволе 2 на хвостовике 12 установлены пакер 13 и центратор 14. В горизонтальной части хвостовика 12 за пакером 13 выполнены отверстия 15. Непосредственно перед пакером в хвостовике 12 установлен подпружиненный обратный клапан 16, а непосредственно под насосом 6 в хвостовике установлен также подпружиненный обратный клапан 17, сообщенный с внешней стороной хвостовика 12.The receiving part of the
Работа скважинной насосной установки состоит в следующем. После бурения основного ствола 1 в наклонный участок спускают клин-отклонитель 3 с проходным каналом 4. Далее производят зарезку ствола 2, который располагается в продуктивном пласте выше и параллельно горизонтальному стволу 1. В процессе зарезки ствола 2 проходной канал 4 в клине-отклонителе 3 временно перекрывают. После крепления ствола 2 проходной канал 4 открывают, и в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 5 спускают насос 6 вместе с хвостовиком 12 и пакерами 11 и 13. Благодаря присутствию клина-отклонителя 3 хвостовик 12 войдет в горизонтальный ствол 2 скважины. Далее в колонну труб 5 спускают колонну штанг 8 таким образом, что колокол 7 своими внутренними шлицами входит в зацепления со шлицами вала насоса 6.The operation of the downhole pumping unit is as follows. After drilling the main shaft 1, a whipstock 3 with a through channel 4 is lowered into the inclined section. overlap. After fixing the
Далее производят закачку пара через задвижку 9 в колонну НКТ. Пар под давлением проходит через рабочие органы насоса 6, наружную сторону клапана 17 и, отжимая клапан 16, входит в горизонтальную часть хвостовика 12. Через отверстие 15 пар нагнетается в горизонтальный ствол 2 и нагревает околоскважинное пространство. Нагретая нефть малой вязкости будет стекать вниз в открытый ствол 1 и накапливаться в нем.Next, steam is injected through the
После этого закачку пара прекращают и включают насос 6 в работу вращением его вала колонной штанг 8 с помощью колокола 7. Напор центробежного насоса 6 при этом создается только от вращения его вала колонной штанг 8. В этой связи для привода насоса наличие погружного электродвигателя не требуется. С момента прекращения закачки пара и включения насоса 6 обратный поток пара и его конденсата из ствола 2 через хвостовик 12 становится невозможным благодаря присутствию обратного клапана 16.After that, the steam injection is stopped and the
В этот же период скапливающаяся разогретая нефть из ствола 1 под воздействием горного давления будет поступать на прием насоса 6 через канал 4 клина-отклонителя 3 и обратный клапан 17, отжимая его пружину.During the same period, the accumulated heated oil from the shaft 1 under the influence of rock pressure will flow to the intake of the
Нефть насосом 6 будет откачиваться к устью скважины по колонне НКТ 5. Пакер 11 позволяет сохранять тепло нагретой жидкости из-за отсутствия ее контакта со стенкой скважины выше расположения пакера.
В целях облегчения входа хвостовика 12 в ствол 2 устанавливаются центраторы 14, препятствующие столкновению муфтовых соединений труб.In order to facilitate the entry of the
После достаточного охлаждения извлекаемой нефти и повышения ее вязкости, отбор ее прекращают и в горизонтальный ствол 2 производят повторную закачку пара.After sufficient cooling of the extracted oil and an increase in its viscosity, its extraction is stopped and steam is re-injected into the
На фиг. 1, 2 и 3 циклы отбора нефти и закачки пара пояснены соответственно сплошными и пунктирными линиями.In FIG. 1, 2 and 3 cycles of oil extraction and steam injection are illustrated by solid and dotted lines, respectively.
Технико-экономическими преимуществами скважинной насосной установки являются сокращение объемов строительства скважины для парогравитационного способа добычи битуминозной нефти, уменьшение потерь тепла при закачке пара, отсутствие спуско-подъемных операций при циклической закачке пара и отбора разогретой нефти.The technical and economic advantages of a downhole pumping unit are the reduction in the volume of well construction for the steam-gravity method of extracting bituminous oil, the reduction of heat losses during steam injection, the absence of round-trip operations during cyclic steam injection and the selection of heated oil.
Claims (1)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2773651C1 true RU2773651C1 (en) | 2022-06-06 |
Family
ID=
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
RU2339805C1 (en) * | 2007-03-22 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of high viscous oil or bitumen deposits |
RU2436943C1 (en) * | 2010-06-03 | 2011-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for extraction of high viscous oil from deviating hole by method of steam cyclic pumping into reservoir |
RU2464413C1 (en) * | 2011-04-22 | 2012-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Borehole pump unit for simultaneous operation of two beds with gas bypass from under parker space (versions) |
RU2595032C1 (en) * | 2015-04-29 | 2016-08-20 | Асгар Маратович Валеев | Downhole pump unit for production of bituminous oil |
WO2018102925A1 (en) * | 2016-12-06 | 2018-06-14 | PMC Pumps Inc. | Hydraulically actuated double-acting positive displacement pump system for producing fluids from a deviated wellbore |
RU2719882C1 (en) * | 2019-09-30 | 2020-04-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit at late stage |
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
RU2339805C1 (en) * | 2007-03-22 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of high viscous oil or bitumen deposits |
RU2436943C1 (en) * | 2010-06-03 | 2011-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for extraction of high viscous oil from deviating hole by method of steam cyclic pumping into reservoir |
RU2464413C1 (en) * | 2011-04-22 | 2012-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Borehole pump unit for simultaneous operation of two beds with gas bypass from under parker space (versions) |
RU2595032C1 (en) * | 2015-04-29 | 2016-08-20 | Асгар Маратович Валеев | Downhole pump unit for production of bituminous oil |
WO2018102925A1 (en) * | 2016-12-06 | 2018-06-14 | PMC Pumps Inc. | Hydraulically actuated double-acting positive displacement pump system for producing fluids from a deviated wellbore |
RU2719882C1 (en) * | 2019-09-30 | 2020-04-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit at late stage |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11781409B2 (en) | Fracturing system and method therefor | |
RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
US9909400B2 (en) | Gas separator assembly for generating artificial sump inside well casing | |
RU2287677C1 (en) | Method for extracting oil-bitumen deposit | |
US3399623A (en) | Apparatus for and method of producing viscid oil | |
RU2455475C1 (en) | Method of development of high-viscosity oil fields with strata of small thickness by way of cyclic injection of solvent and steam into single inclined wells | |
RU2442883C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil reserves | |
RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
WO2002068794A1 (en) | Downhole pump | |
CA2478928C (en) | Wellbore pumping with improved temperature performance | |
US5024275A (en) | Method of recovering hydrocarbons using single well injection/production system | |
RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
RU2773651C1 (en) | Borehole pumping unit for the extraction of bituminous oil | |
RU2339807C1 (en) | Method of extraction of heavy and high viscous hydrocarbons from undeground deposits | |
RU2687833C1 (en) | Method of development of bituminous oil deposit by thermal action on formation | |
RU2595032C1 (en) | Downhole pump unit for production of bituminous oil | |
RU2334093C1 (en) | Well device for heat carrier injection to stratum | |
RU2287679C1 (en) | Method for extracting deposit of high viscosity oil or bitumen | |
RU225901U1 (en) | WELL PUMPING UNIT FOR PRODUCTION OF SUPER-VISCOUS AND BITUMINOUS OIL | |
RU2342524C1 (en) | Method of development of high viscous oil or bitumen deposit | |
RU2287678C1 (en) | Method for extracting heterogeneous oil-bitumen deposit | |
RU2690588C2 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
CN113846968A (en) | Lateral drilling branch well heat taking device and method suitable for hot dry rock development | |
RU2733563C2 (en) | Method of producing bituminous oil from a horizontal well | |
RU2516077C1 (en) | Method for construction and operation of vertical well for steam assisted gravity drainage of high-viscosity oil or bitumen |