RU2429345C1 - Development method of heavy oil or bitumen mine field with use of double-head horizontal wells - Google Patents
Development method of heavy oil or bitumen mine field with use of double-head horizontal wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2429345C1 RU2429345C1 RU2010107627/03A RU2010107627A RU2429345C1 RU 2429345 C1 RU2429345 C1 RU 2429345C1 RU 2010107627/03 A RU2010107627/03 A RU 2010107627/03A RU 2010107627 A RU2010107627 A RU 2010107627A RU 2429345 C1 RU2429345 C1 RU 2429345C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- wells
- steam chamber
- double
- temperature
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 15
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims abstract description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 42
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 42
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 33
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 claims abstract description 30
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 26
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 31
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 8
- 238000010792 warming Methods 0.000 abstract 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти с использованием двухустьевых горизонтальных скважин.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a highly viscous and bituminous oil field using double-well horizontal wells.
Известен способ разработки неоднородной нефтебитумной залежи (патент РФ №2287678, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, отличающийся тем, что выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создавая тем самым пару двухустьевых горизонтальных скважин, на соседнем участке залежи строят аналогичную пару двухустьевых горизонтальных скважин, пары двухустьевых горизонтальных скважин проводят отдельно, охватывая наиболее продуктивные зоны залежи, режимы работы пар двухустьевых горизонтальных скважин по закачке устанавливают с учетом особенностей каждого участка залежи, закачку теплоносителя осуществляют в верхние нагнетательные двухустьевые горизонтальные скважины с обоих устьев, отбор продукции из добывающих двухустьевых горизонтальных скважин производят свабным насосом, причем свабные насосы соседних добывающих двухустьевых горизонтальных скважин связывают друг с другом.A known method of developing a heterogeneous oil bitumen deposit (RF patent No. 2287678, IPC 8 ЕВВ 43/24, published in Bulletin No. 32 of 11/20/2006), including the construction of a producing double-well horizontal well and selection of products, characterized in that it is higher than the producing double-well horizontal wells build a parallel double-well horizontal injection well parallel to it, thereby creating a pair of double-well horizontal wells; a similar pair of double-well horizontal wells, a pair of double-well horizontal core wells are carried out separately, covering the most productive zones of the reservoir, the operating modes of the pairs of double-mouth horizontal wells for injection are established taking into account the characteristics of each section of the reservoir, the coolant is pumped into the upper injection double-mouth horizontal wells from both mouths, and production is selected from the producing double-mouth horizontal wells with a swab pump moreover, the swab pumps of adjacent producing double-mouth horizontal wells are connected to each other.
Недостатком данного способа является ограниченность его применения, способ можно осуществить только при наличии рядом расположенных пар двухустьевых нагнетательных и добывающих скважин.The disadvantage of this method is the limited application, the method can only be implemented if there are adjacent pairs of dual-well injection and production wells.
Также известен способ разработки нефтяного месторождения (патент РФ №221138, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2003), включающий бурение непрерывной (двухустьевой) скважины с образованием ее выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку в пробуренную скважину обсадной колонны, цементирование затрубного пространства по всей длине, перфорирование обсадной колонны в интервале горизонтального участка, установку внутри обсадной трубы насосно-компрессорных труб с центраторами, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб с входного и выходного участков, отбор продукта по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку.Also known is a method of developing an oil field (RF patent No. 221138, IPC 8 ЕВВ 43/24, published in Bulletin No. 24 of 08/27/2003), including drilling a continuous (double-well) well with the formation of its output section upward with an inclination from the reservoir to the surface, installing a casing in a drilled well, cementing the annulus along the entire length, perforating the casing in the horizontal section, installing tubing with centralizers inside the casing, supplying heat I on a column of tubing to the inlet and outlet sections, the selection of the product at the outlet portion in the continuation of the coolant injection inlet portion.
Недостатком данного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как при закачке пара и одновременном отборе нефти из одной скважины происходят быстрые прорывы пара, а при циклическом воздействии - непроизводительный расход пара на повторный прогрев остывшего продуктивного пласта за период отбора, т.е. большая энергозатратность.The disadvantage of this method is the lack of efficiency of oil recovery, because when steam is injected and oil is taken from one well at the same time, quick steam breakouts occur, and during cyclic exposure, the steam is unproductive for re-heating the cooled reservoir during the selection period, i.e. high energy consumption.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент РФ №2340768, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №32 от 10.12.2008 г.), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, при этом прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %:(10-90):(90-10).The closest in technical essence is the method of developing a heavy oil or bitumen field using double-well horizontal wells (RF patent No. 2340768, IPC 8 ЕВВ 43/24, published in bulletin No. 32 of December 10, 2008), including the injection of coolant through two-well horizontal injection well, heating of the reservoir with the creation of a steam chamber and selection of products through the two-mouth horizontal production well, while heating of the reservoir begins with steam injection in both wells, heat the intersection the important zone of the formation, reduce the viscosity of oil or bitumen, and the steam chamber is created by pumping the coolant with the possibility of punching the latter to the top of the reservoir and increasing the size of the steam chamber during the selection process, in which thermograms of the steam chamber are taken, the state of its heating is analyzed for uniform heating and the presence of temperature peaks and taking into account the obtained thermograms, the steam chamber is uniformly heated by changing the filtration direction and / or coolant injection modes and product selection, while the volume of coolant pumped through the mouth of the injection well and / or product selection through the mouth of the producing well is changed in the ratio,% :( 10-90) :( 90-10).
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, не контролируется температура в паровой камере в пространстве между горизонтальными участками нагнетательной и добывающей скважин, что приводит процесс разработки месторождения тяжелой нефти или битума менее эффективным;- firstly, the temperature in the steam chamber in the space between the horizontal sections of the injection and production wells is not controlled, which makes the process of developing a heavy oil or bitumen deposit less effective;
- во-вторых, нет возможности экстренного снижения температуры паровой камеры в участках возможного прорыва теплоносителя, причем для выравнивания температурного поля в паровой камере необходимо изменять направление фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции.- secondly, there is no possibility of an emergency reduction in the temperature of the steam chamber in the areas of possible breakthrough of the coolant, and in order to equalize the temperature field in the steam chamber, it is necessary to change the direction of filtration and / or the modes of pumping coolant and product selection.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума, а также создание процесса контроля за температурой в паровой камере более управляемым и гибким.An object of the invention is to increase the efficiency of developing a heavy oil or bitumen deposit, as well as to make the process of controlling the temperature in the steam chamber more manageable and flexible.
Поставленная техническая задача решается способом разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин, включающим строительство двухустьевых горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через верхнюю - нагнетательную скважину с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, а отбор продукции через нижнюю - добывающую скважину, съем термограммы паровой камеры, анализ состояния ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции.The stated technical problem is solved by the method of developing a heavy oil or bitumen field using double-well horizontal wells, including the construction of double-well horizontal wells, pumping coolant through the upper - injection well with heating the productive formation and creating a steam chamber, and selecting products through the lower - producing well, taking a thermogram steam chamber, analysis of the state of its heating for uniform heating and the presence of temperature peaks and taking into account the obtained The programs perform uniform heating of the steam chamber by changing the direction of filtration and / or the modes of pumping the coolant and selecting products.
Новым является то, что между нагнетательной и добывающей скважинами располагают на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, технологическую двухустьевую скважину, а съем термограммы паровой камеры проводят из двух скважин, причем в технологическую скважину закачивают воду со стороны возможного прорыва теплоносителя для снижения температуры до допустимой на этом участке в добывающую скважину, что отмечают при синхронном температурном пике на термограммах паровой камеры в обеих скважинах.What is new is that between the injection and production wells there is a technological wellhead at a distance that excludes the breakthrough of the coolant, and the thermogram of the steam chamber is taken from two wells, and water is pumped into the technological well from the side of the possible breakthrough of the coolant to reduce the temperature to an acceptable level plot in the producing well, which is noted with a synchronous temperature peak in the thermograms of the steam chamber in both wells.
На чертеже схематично представлен предлагаемый способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин.The drawing schematically shows the proposed method for the development of heavy oil or bitumen deposits using double-well horizontal wells.
Сначала производят строительство верхней нагнетательной 1 (см. чертеж) и нижней добывающей скважин 2 с горизонтальными участками 3 и 4 соответственно, расположенными друг над другом и вскрывающими продуктивный пласт 5 с тяжелой нефтью или битумом, причем в процессе строительства нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин их горизонтальные участки 3 и 4 соответственно оборудуют фильтрами 6 и 7.First, the construction of the upper injection 1 (see drawing) and
Нагнетательная скважина 1 используется для закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5, а добывающая скважина 2 - для добычи тяжелой нефти или битума (продукции) из продуктивного пласта 5. Далее нагнетательную скважину 1 снабжают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 8 с горизонтальным перфорированным участком 9. Добывающую скважину 2 снабжают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 10 с насосом 11.
Между нагнетательной 1 и добывающей 2 скважинами на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя (не менее 5 метров), производят строительство технологической скважины 12 с горизонтальным участком 13, оборудованным фильтром 14.Between the
В добывающую 2 и технологическую 12 двухустьевые скважины спущены термодатчики 15 по всей длине стволов 4 и 13 соответственно.
Начинают осуществлять закачку теплоносителя (пара) от парогенератора (на чертеже не показано) в продуктивный пласт 5 с обеих устьев нагнетательной скважины в соотношении 50:50 по колонне НКТ 8 через его горизонтальный перфорированный участок 9 и фильтр 6 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1.They start to pump coolant (steam) from the steam generator (not shown in the drawing) into the
В зависимости от проницаемости продуктивного пласта 5 подбирают давление нагнетания и в зависимости от эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта 5 определяют объем нагнетаемого пара, при этом происходит прогревание продуктивного пласта 5 с созданием паровой камеры.Depending on the permeability of the
Отбор продукции производят из двухустьевой добывающей скважины 2, при этом разогретая продукция через фильтр 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 поступает на прием насосов 11, которые по колоннам НКТ 10 поднимают продукцию на дневную поверхность с обоих устьев двухустьевой добывающей скважины 2 в соотношении 50:50.The selection of products is carried out from the double-well production well 2, while the heated products through the filter 7 of the
После продолжительной закачки теплоносителя и отбора продукции по показаниям термодатчиков 15 и 16 строят термограммы паровой камеры, которые характеризуют состояние прогрева паровой камеры, расположенной над горизонтальной участками 3, 4, 13 соответственно нагнетательной 1, добывающей 2, технологической 12 скважин. Анализируют полученные термограммы с термодатчиков 15 и 16 на равномерность прогрева паровой камеры и на наличие температурных пиков. В случае выявления на термограмме неравномерности прогрева паровой камеры (температура в какой-то зоне заметно ниже, чем в других) или появления острых пиков или недостаточности прогрева паровой камеры с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры следующим образом:After a prolonged injection of the coolant and product selection according to the readings of
- изменением соотношений объемов закачки теплоносителя (10%-90%):(90%-10%) через первое или второе устье нагнетательной скважины, то есть снижением объема закачки теплоносителя со стороны возможного прорыва теплоносителя для снижения температуры до допустимой на этом горизонтальном участке технологической скважины (определяется по термограмме, снятой с термодатчиков 15) и увеличением объема закачки теплоносителя через противоположное устье нагнетательной скважины;- a change in the ratio of the volumes of coolant injection (10% -90%) :( 90% -10%) through the first or second wellhead of the injection well, that is, a decrease in the volume of coolant injection from the side of a possible breakthrough of the coolant to reduce the temperature to an allowable temperature in this horizontal section wells (determined by a thermogram taken from temperature sensors 15) and an increase in the volume of coolant pumped through the opposite mouth of the injection well;
- изменением соотношений объемов отбора продукции (10%-90%):(90%-10%) через первое или второе устье нагнетательной скважины, то есть снижением объема отбора продукции со стороны возможного прорыва теплоносителя для снижения температуры до допустимой на этом горизонтальном участке добывающей скважины (определяется по термограмме, снятой с термодатчиков 15) и увеличением объема отбора продукции через противоположное устье добывающей скважины;- a change in the ratios of production volumes (10% -90%) :( 90% -10%) through the first or second wellhead of the injection well, that is, a decrease in the volume of production from the side of a possible breakthrough of the coolant to lower the temperature to the permissible wells (determined by a thermogram taken from temperature sensors 15) and an increase in the volume of production through the opposite mouth of the producing well;
- закачкой расчетного объема воды в технологическую скважину со стороны возможного прорыва теплоносителя для снижения температуры до допустимой на этих горизонтальных участках технологической и добывающей скважин (определяется по наличию острых пиков при наложении термограмм, снятых с термодатчиков 15 и 16).- injection of the calculated volume of water into the technological well from the side of a possible breakthrough of the coolant to reduce the temperature to the permissible in these horizontal sections of the technological and producing wells (determined by the presence of sharp peaks when superimposing thermograms taken from
Пример 1.Example 1
Анализ термограммы, снятой с термодатчиков 15, размещенных по всей длине ствола двухустьевой технологической скважины 12, показал, что повысилась температура в правой части относительно левой части паровой камеры между горизонтальными участками 3 и 13 соответственно нагнетательной 1 и технологической 12 скважин, что ведет к неравномерности прогрева паровой камеры. После этого увеличивают объем закачки теплоносителя через левое устье горизонтальной нагнетательной скважины 1 и уменьшают объем закачки теплоносителя через правое устье горизонтальной нагнетательной скважины 1 в соотношении 70%:30%, благодаря чему в процессе последующей разработки месторождения достигается равномерность прогрева паровой камеры между горизонтальными участками 3 и 13 соответственно нагнетательной 1 и технологической 12 скважин, которая определяется последующим повторным снятием термограммы с термодатчиков 15, размещенных по всей длине ствола технологической скважины 12, свидетельствующих о смещении температурного поля в нужном направлении и равномерности прогрева в паровой камере.The analysis of the thermogram taken from the
Пример 2.Example 2
Анализ термограммы, снятой с термодатчиков 16, размещенных по всей длине ствола двухустьевой добывающей скважины 2, показал, что повысилась температура в левой части относительно правой части паровой камеры между горизонтальными участками 4 и 13 соответственно добывающей 2 и технологической 12 скважин, что ведет к неравномерности прогрева паровой камеры. После этого увеличивают отбор продукции через правое устье горизонтальной добывающей скважины 2 и уменьшают объем отбора продукции через левое устье горизонтальной добывающей скважины 2 в соотношении 40%:60%, благодаря чему в процессе последующей разработки месторождения достигается равномерность прогрева паровой камеры между горизонтальными участками 4 и 13 соответственно добывающей 2 и технологической 12 скважин, которая определяется последующим повторным снятием термограммы с термодатчиков 16, размещенных по всей длине ствола добывающей скважины 2, свидетельствующих о смещении температурного поля в нужном направлении и равномерности прогрева в паровой камере.The analysis of the thermogram taken from the
Пример 3.Example 3
Анализ термограмм, снятых с термодатчиков 15 и 16, размещенных по всей длине стволов технологической 13 и добывающей 2 скважин, показывает синхронный температурный пик на термограммах паровой камеры в обеих скважинах в правой части термограммы, что свидетельствует о возможном прорыве теплоносителя в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2 с правой стороны, при этом левая часть термограммы значительно ниже по величине абсолютной температуры, что свидетельствует о неравномерности прогрева паровой камеры. После этого через технологическую скважину 12 в продуктивный пласт 5 закачивают расчетный объем воды со стороны правого устья для исключения прорыва теплоносителя для снижения температуры до допустимой, например, до 70°C в этом горизонтальном участке добывающей скважины 2. После закачки расчетного объема воды производят повторное снятие термограмм, снятых с термодатчиков 15 и 16, размещенных по всей длине стволов технологической 13 и добывающей 2 скважин, на которых отсутствуют синхронные температурные пики, что свидетельствует о снижении температуры в правой части термограммы в технологической 13 и добывающей 2 скважинах и равномерности прогрева в паровой камере.Analysis of thermograms taken from
Происходит выравнивание фронта прогрева паровой камеры и увеличение площади охвата равномерно прогретой зоны паровой камеры, вследствие чего увеличивается охват пласта тепловым воздействием, что приводит к увеличению отбора тяжелой нефти или битума.The front of the steam chamber warms up and the coverage area of the evenly heated zone of the steam chamber is increased, as a result of which the formation is covered by thermal exposure, which leads to an increase in the selection of heavy oil or bitumen.
Предложенный способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин позволяет контролировать температуру в паровой камере в пространстве между горизонтальными участками нагнетательной и добывающей скважин за счет строительства между двухустьевой нагнетательной и добывающей скважинами двухустьевой технологической скважины.The proposed method for developing a heavy oil or bitumen field using double-well horizontal wells allows controlling the temperature in the steam chamber in the space between the horizontal sections of the injection and producing wells due to the construction of a double-well technological well between the double-well injection and producing wells.
Кроме того, реализация данного способа позволяет повысить эффективность разработки месторождения тяжелой нефти или битума за счет возможности экстренного снижения температуры в паровой камере за счет закачки воды в паровую камеру через двухустьевую технологическую скважину со стороны возможного прорыва теплоносителя для снижения температуры до допустимой на этом участке в добывающую скважину, при этом для выравнивания температурного поля в паровой камере нет необходимости изменять направление фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции.In addition, the implementation of this method allows to increase the efficiency of developing a heavy oil or bitumen deposit due to the possibility of an emergency temperature reduction in the steam chamber due to the injection of water into the steam chamber through a two-well technological well from the side of a possible breakthrough of the coolant to reduce the temperature to an acceptable level in the production well, while for leveling the temperature field in the steam chamber there is no need to change the direction of filtration and / or heat injection modes Carrier and product selection.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010107627/03A RU2429345C1 (en) | 2010-03-02 | 2010-03-02 | Development method of heavy oil or bitumen mine field with use of double-head horizontal wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010107627/03A RU2429345C1 (en) | 2010-03-02 | 2010-03-02 | Development method of heavy oil or bitumen mine field with use of double-head horizontal wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2429345C1 true RU2429345C1 (en) | 2011-09-20 |
Family
ID=44758721
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010107627/03A RU2429345C1 (en) | 2010-03-02 | 2010-03-02 | Development method of heavy oil or bitumen mine field with use of double-head horizontal wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2429345C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2539048C2 (en) * | 2010-03-30 | 2015-01-10 | Арчон Текнолоджис Лтд. | In-situ combustion method (versions) |
Citations (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4787449A (en) * | 1987-04-30 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process in subterranean formations |
| RU2052828C1 (en) * | 1992-01-29 | 1996-01-20 | Мариупольский металлургический институт | Device for diagnostics of monitoring and control units with redundancy provision by interchangeable units |
| RU2109133C1 (en) * | 1997-09-17 | 1998-04-20 | Юрий Ефремович Батурин | Method for development of deposit with hard-to-recover oil reserves |
| RU2132937C1 (en) * | 1998-09-09 | 1999-07-10 | Закиров Сумбат Набиевич | Method of developing oil deposits with elevated-viscosity oils |
| RU2199657C2 (en) * | 2001-04-17 | 2003-02-27 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Underground-surface method of development of high- viscosity oil deposit |
| RU2237804C1 (en) * | 2003-04-29 | 2004-10-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт" им. А.П. Крылова | Method for extracting deposits of highly viscous oils and bitumens by slanted-horizontal wells |
| RU2265711C1 (en) * | 2004-07-16 | 2005-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Cluster well construction method |
| RU2287679C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting deposit of high viscosity oil or bitumen |
| RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
| RU2350744C1 (en) * | 2007-06-15 | 2009-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of operating double-head well |
| RU2350745C1 (en) * | 2007-06-15 | 2009-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of operating double-head well |
| RU2351753C1 (en) * | 2007-06-26 | 2009-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of operating two-head well |
-
2010
- 2010-03-02 RU RU2010107627/03A patent/RU2429345C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4787449A (en) * | 1987-04-30 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process in subterranean formations |
| RU2052828C1 (en) * | 1992-01-29 | 1996-01-20 | Мариупольский металлургический институт | Device for diagnostics of monitoring and control units with redundancy provision by interchangeable units |
| RU2109133C1 (en) * | 1997-09-17 | 1998-04-20 | Юрий Ефремович Батурин | Method for development of deposit with hard-to-recover oil reserves |
| RU2132937C1 (en) * | 1998-09-09 | 1999-07-10 | Закиров Сумбат Набиевич | Method of developing oil deposits with elevated-viscosity oils |
| RU2199657C2 (en) * | 2001-04-17 | 2003-02-27 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Underground-surface method of development of high- viscosity oil deposit |
| RU2237804C1 (en) * | 2003-04-29 | 2004-10-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт" им. А.П. Крылова | Method for extracting deposits of highly viscous oils and bitumens by slanted-horizontal wells |
| RU2265711C1 (en) * | 2004-07-16 | 2005-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Cluster well construction method |
| RU2287679C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting deposit of high viscosity oil or bitumen |
| RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
| RU2350744C1 (en) * | 2007-06-15 | 2009-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of operating double-head well |
| RU2350745C1 (en) * | 2007-06-15 | 2009-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of operating double-head well |
| RU2351753C1 (en) * | 2007-06-26 | 2009-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of operating two-head well |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2539048C2 (en) * | 2010-03-30 | 2015-01-10 | Арчон Текнолоджис Лтд. | In-situ combustion method (versions) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2340768C2 (en) | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells | |
| RU2211318C2 (en) | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2407884C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2410534C1 (en) | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit by using two-head horizontal wells | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2663527C1 (en) | Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil | |
| RU2343276C1 (en) | Method of development of high viscous oil deposit | |
| RU2412342C1 (en) | Procedure for development of deposit of heavy oil or bitumen with control of pumping heat carrier into well | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2225942C1 (en) | Method for extraction of bituminous deposit | |
| RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
| RU2555713C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2413068C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2468194C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections | |
| RU2434127C1 (en) | Procedure for development of heavy oil or bitumen deposit | |
| RU2468193C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit in multiple-formation layer-by-layer nonhomogeneous header | |
| RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
| RU2473796C1 (en) | Development method of superviscous oil deposit in layer-by-layer non-homogeneous manifold with partial vertical connectivity | |
| RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2339808C1 (en) | Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit | |
| RU103845U1 (en) | DEVICE FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OIL OR BITUMEN | |
| RU2527984C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
| RU2411356C1 (en) | Method and arrangement for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production | |
| RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170303 |