RU2026966C1 - Method for operation of oil and gas wells - Google Patents
Method for operation of oil and gas wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2026966C1 RU2026966C1 SU5048022A RU2026966C1 RU 2026966 C1 RU2026966 C1 RU 2026966C1 SU 5048022 A SU5048022 A SU 5048022A RU 2026966 C1 RU2026966 C1 RU 2026966C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- oil
- well
- depth
- working agent
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки нефтегазовых месторождений, в нефти которых содержится более 2% парафинистых фракций. The invention relates to the field of development of oil and gas fields, the oil of which contains more than 2% of paraffinic fractions.
Известны различные способы эксплуатации скважин при разработке высокопарафинистых нефтяных залежей, заключающиеся в использовании тепла. Например, при использовании погружных электронасосов нагревают питающий кабель [1] или нагнетают пар на забой эксплуатационных скважин [2]. There are various methods of operating wells in the development of highly paraffin oil deposits, which include the use of heat. For example, when using submersible electric pumps, the heating cable [1] is heated or steam is injected to the bottom of production wells [2].
Первый способ малоэффективен при наличии в нефти растворенного газа, второй способ практически невозможно использовать в регионах с многолетнемерзлыми породами (ММП) в разрезе месторождений, кроме того, он требует значительных затрат на получение пара. The first method is ineffective in the presence of dissolved gas in oil, the second method is almost impossible to use in regions with permafrost rocks in the context of deposits, in addition, it requires significant costs for steam production.
Известен также способ газлифтной эксплуатации скважин, заключающийся в компремировании газа и подаче его в затрубное пространство скважины, перепуске его через рабочую муфту или газлифтный клапан в колонну лифтовых труб, по которой осуществляется добыча продукции скважины, поступающей в шлейф, а из него - на установку по сепарации нефти [3]. При наличии высоконапорных газовых скважин для организации газлифта используют их продукцию. There is also known a method of gas-lift operation of wells, which consists in compressing gas and supplying it to the annulus of the well, bypassing it through a working sleeve or gas-lift valve into the tubing string, through which the production of the well products entering the plume is carried out, and from it to the installation by oil separation [3]. In the presence of high-pressure gas wells for the organization of gas lift use their products.
К недостаткам этого способа относится то, что при добыче высокопарафинистой нефти возможны выпадение парафина и закупорка им лифтовых труб и шлейфа. The disadvantages of this method include the fact that during the extraction of high-paraffin oil, paraffin may fall out and block up elevator pipes and plume.
Наиболее близким к изобретению является способ депарафинизации скважин, включающий очистку от парафина добываемой из скважины нефти, подогрев ее и подачу в колонну лифтовых труб через затрубное пространство для депарафинизации (промывки) колонны лифтовых труб [4]. Closest to the invention is a method for dewaxing wells, including cleaning paraffin from the oil produced from the well, heating it and supplying it to the pipe string through the annulus for dewaxing (washing) the pipe string [4].
Однако данный способ применим лишь как временное средство для восстановления работоспособности скважины, но не может быть использован как способ эксплуатации. However, this method is applicable only as a temporary means to restore the well’s working capacity, but cannot be used as a method of operation.
Цель изобретения - повышение эффективности эксплуатации скважин месторождений высокопарафинистой нефти с растворенным газом за счет обеспечения добычи продукции скважины и предотвращения выпадения парафина в колонне лифтовых труб. The purpose of the invention is to increase the efficiency of the operation of wells of highly paraffinic oil deposits with dissolved gas by ensuring the production of wells and preventing the loss of paraffin in the column of elevator pipes.
Поставленная цель достигается тем, что при реализации способа эксплуатации нефтегазовых скважин, включающего добычу продукции скважины по колонне лифтовых труб, сепарацию ее на устье скважины, оборудованной шлейфом, с последующим подогревом и подачей рабочего агента в затрубное пространство и перепуском его в колонну лифтовых труб на глубине, большей глубины выпадения парафина из продукции скважины, газовую фазу после сепарации продукции скважины разделяют на холодный и горячий потоки. Холодный поток сжигают для нагрева остальной продукции скважины, а горячий поток дополнительно нагревают, компримируют и частично используют в качестве рабочего агента с подачей остальной части горячего потока в шлейф скважины. Температуру рабочего агента в месте его перепуска в колонну лифтовых труб поддерживают не менее температуры продукции скважины в этом месте. Потребное количество и температуру рабочего агента определяют в результате численного интегрирования по шагам, начиная с глубины перепуска рабочего агента, системы уравнений:
CгGгdT2 = Kобс(T2 - T3)dx +
+ Kнкт(T2 - T1)dx
Cн(Gн + Gг)dТ1 = Kнкт(T2 - T1)dx, где T1, T2, T3 - температура в потоке нефти, закачиваемого рабочего агента и горных пород, К;
Gн, Gг - дебит нефти и расход рабочего агента (газа), кг/ч;
Сн, Сг - теплоемкость нефти и газа, ккал/кг;
Кобс, Кнкт - линейный коэффициент теплопередачи от потока газа в окружающие скважину горные породы и от потока нефти к потоку газа, ккал/м . ч . град.This goal is achieved by the fact that when implementing a method of operating oil and gas wells, including producing well products from a column of elevator pipes, separating it at the wellhead equipped with a loop, followed by heating and supplying the working agent to the annulus and transferring it to the column of elevator pipes at a depth , a greater depth of paraffin precipitation from the well production, the gas phase after separation of the well production is divided into cold and hot streams. The cold stream is burned to heat the remaining production of the well, and the hot stream is additionally heated, compressed and partially used as a working agent with the rest of the hot stream being fed into the well plume. The temperature of the working agent in the place of its transfer to the column of elevator pipes is maintained not less than the temperature of the well production in this place. The required amount and temperature of the working agent is determined as a result of numerical integration in steps, starting from the depth of bypass of the working agent, of the system of equations:
C g G g dT 2 = K obs (T 2 - T 3 ) dx +
+ K nct (T 2 - T 1 ) dx
C n (G n + G g ) dT 1 = K nct (T 2 - T 1 ) dx, where T 1 , T 2 , T 3 - temperature in the flow of oil, injected working agent and rocks, K;
G n , G g - oil flow rate and flow rate of the working agent (gas), kg / h;
C n , C g - heat capacity of oil and gas, kcal / kg;
To obs , To nt - the linear coefficient of heat transfer from the gas stream to the rocks surrounding the well and from the oil stream to the gas stream, kcal / m . h. hail.
На фиг. 1 показана схема реализации способа, где: 1 - шлейф; 2 - установка для очистки (сепарации) нефти; 3 - буферная емкость; 4 и 9 - расходомеры газа; 5 - устьевой подогреватель; 6 - фильтр тонкой очистки; 7 - газопровод; 8 - установка для очистки и осушки газа; 10 - накопитель; 11 - конденсатопровод; 12 - вихревая камера; 13 - измеритель-регулятор холодного потока газа; 14 - линия горячего потока газа на теплообменник; 15 - компрессор; 16 - регулятор расхода компримированного газа; 17 - перепускная муфта; 18 - линия сброса горячего потока газа в шлейф; 19 - шлейф. In FIG. 1 shows a diagram of the implementation of the method, where: 1 - cable; 2 - installation for cleaning (separation) of oil; 3 - buffer capacity; 4 and 9 - gas flow meters; 5 - wellhead heater; 6 - fine filter; 7 - gas pipeline; 8 - installation for cleaning and drying gas; 10 - drive; 11 - condensate line; 12 - swirl chamber; 13 - meter-regulator of cold gas flow; 14 - line of a hot gas stream to a heat exchanger; 15 - compressor; 16 - compressed gas flow regulator; 17 - bypass clutch; 18 - line discharge hot gas flow into the loop; 19 - loop.
На фиг. 2 представлены результаты расчета изменения по глубине скважины температуры; 1 - окружающих горных пород, 2 - нефти в НКТ без подачи газа, 3 - нефтегазовой смеси после смешивания ее с закачиваемым газом, 4 - газа в затрубном пространстве. In FIG. 2 presents the results of calculating changes in the depth of the well temperature; 1 - surrounding rocks, 2 - oil in the tubing without gas supply, 3 - oil and gas mixture after mixing it with the injected gas, 4 - gas in the annulus.
Сущность данного технического решения заключается в следующем. Устье нефтегазовой скважины 1 оборудуется сепарационной установкой 2, подогревателем 5, компрессором 15, вихревой камерой 12. Колонна лифтовых труб скважины оборудуется перепускной муфтой 17 на глубине, большей глубины выпадения парафина из продукции скважины. Эту глубину определяют на основании термодинамических расчетов и данных о температуре начала выпадения парафина для состава нефтегазовой смеси разрабатываемого месторождения. The essence of this technical solution is as follows. The mouth of an oil and gas well 1 is equipped with a
Чтобы определить расход и температуру газа, обеспечивающих предупреждение выпадения парафина в стволе скважины, необходимо знать распределение температуры закачиваемого газа по стволу скважины. Для решения этой задачи введем следующие обозначения:
Т1 - температура в потоке продукции скважины (нефти), К;
Т2 - температура в потоке закачиваемого газа, К;
Т3 - температура окружающих горных пород, К;
Кнт - линейный коэффициент теплопередачи от нефти к потоку газа, ккал/м.ч.град;
Кобс - линейный коэффициент теплопередачи от потока газа в окружающие скважину горные породы, ккал/м.ч.град;
Lвв - глубина точки ввода газа в поток продукции скважины, м.To determine the flow rate and temperature of the gas, which prevent the loss of paraffin in the wellbore, it is necessary to know the temperature distribution of the injected gas along the wellbore. To solve this problem, we introduce the following notation:
T 1 - temperature in the flow of production wells (oil), K;
T 2 - temperature in the flow of injected gas, K;
T 3 - temperature of the surrounding rocks, K;
To nt - linear coefficient of heat transfer from oil to gas flow, kcal / m.ch. grad;
K obs - linear coefficient of heat transfer from the gas flow to the rocks surrounding the well, kcal / m.h. grad;
L BB - the depth of the gas entry point into the well production stream, m
Составим уравнение теплового баланса для каждого из потоков. В нисходящем потоке газа разность теплосодержания в сечениях Х и Х+ Х обусловлена теплоотводом в грунт и к потоку нефти. При этом теплопередачей в вертикальном направлении можно пренебречь:
CгGгdT2 = Kобс(T2 - T3)dx +
+ Kнкт(T2 - T1)dx, (1) где Сг - теплоемкость газа, ккал/кг;
Gг - его расход, кг/ч.We compose the heat balance equation for each of the flows. In a downward gas flow, the difference in heat content in sections X and X + X is due to heat removal to the soil and to the oil flow. In this case, heat transfer in the vertical direction can be neglected:
C g G g dT 2 = K obs (T 2 - T 3 ) dx +
+ K nct (T 2 - T 1 ) dx, (1) where C g is the heat capacity of the gas, kcal / kg;
G g - its consumption, kg / h
Аналогично для восходящего потока нефти, смешанной с нагнетаемым газом:
Cн(Gн + Gг)dT1 = Kнкт(T2 - T1)dx, (2)
здесь Сн - теплоемкость добываемой нефти, Gн - ее расход.Similarly for an upward flow of oil mixed with injected gas:
C n (G n + G g ) dT 1 = K nct (T 2 - T 1 ) dx, (2)
here C n is the heat capacity of the produced oil, G n is its consumption.
Записанная система линейных дифференциальных уравнений решается после задания соответствующих краевых условий, например Т2 = Т1 при Х = Lвв, т.е. в точке ввода газа.The written system of linear differential equations is solved after setting the corresponding boundary conditions, for example, T 2 = T 1 at X = L cc , i.e. at the gas inlet point.
Однако такое решение оказывается грубым приближением к действительному распределению температур в потоке нефти и газа. Это обусловлено тем обстоятельством, что интенсивность процессов теплообмена, записанных в уравнениях, определяется величиной Кнкт, представленной в этих уравнениях константой. Но величина Кнкт определяется величиной теплопроводности и вязкости добываемой нефти. Последняя сильно зависит от температуры и возрастает при снижении температуры с 60 до 20оС почти в три раза. При более низких температурах в нефти возникают парафиновые структуры и вязкость ее возрастает в сотни раз.However, this solution turns out to be a rough approximation to the actual temperature distribution in the oil and gas flow. This is due to the fact that the intensity of the heat transfer processes recorded in the equations is determined by the value of K nct represented by a constant in these equations. But the value of K nct is determined by the value of thermal conductivity and viscosity of the produced oil. The latter is highly dependent on temperature and increases as the temperature decreases from 60 to 20 ° C is almost tripled. At lower temperatures, paraffin structures appear in the oil and its viscosity increases hundreds of times.
Величина Кобс, входящая в уравнение (1), зависит от радиуса теплового влияния Rв, связанного со временем предшествующего теплового воздействия, а также от конструкции скважины и теплофизических свойств горных пород, которые изменяются на различных участках ствола скважины. Существенным оказывается резкое изменение теплоотвода в зоне ММП, где также изменяется конструкция скважины.The value of Ksub , included in equation (1), depends on the radius of the thermal effect R in associated with the time of the previous heat exposure, as well as on the design of the well and the thermophysical properties of the rocks, which vary in different sections of the wellbore. A significant change is the heat sink in the IMF zone, where the well design also changes.
Все это не позволяет использовать общее решение системы дифференциальных уравнений (1) и (2), поэтому было использовано численное интегрирование этих уравнений на ЭВМ по глубине скважины с вычислением Кобс и Кнкт на каждом шаге. Распределение температур по стволу скважины при установившихся тепловых потоках представлено на фиг. 2.All this does not allow us to use the general solution of the system of differential equations (1) and (2), therefore, we used the numerical integration of these equations on a computer along the depth of the well with the calculation of K obs and K nkt at each step. The temperature distribution along the wellbore at steady-state heat fluxes is shown in FIG. 2.
Продукция скважины первоначально поступает на установку по сепарации 2, в которой происходит разделение ее на газовую и нефтяную фазы. Нефтяная фаза через подогреватель 5 поступает в шлейф 19. Газовая фаза дополнительно осушается и попадает на вихревую камеру 12, в которой разделяется на холодный и горячий потоки. Холодный поток направляется на сжигание в подогревателе 5, а горячий поток поступает по линии 14 и дополнительно нагревается в подогревателе, далее компримируется и необходимая его часть подается для обогрева и подъема продукции скважины через затрубное пространство в перепускную муфту 17 на газлифт, а остальная часть горячего потока направляется по линии 18 в шлейф 19. Well production is initially delivered to
П р и м е р. Описываемый способ был реализован на нефтегазовой скважине глубиной 3500 м, пластовая температура - 60оС. Исследования пластовой нефтегазовой смеси показали, что парафин из нее выпадает при t = 33оС. Термодинамические расчеты показали, что до такого значения снижается температура пластовой нефтегазовой смеси на глубине 1500 м при работе скважины с дебитом 15 т/сут по нефти (фиг. 2, кривая 2). Поэтому перепускная муфта была установлена на глубине, большей этой отметки - 1760 м и был организован газлифт с подачей теплового газа (t = 80оС) в затрубное пространство (с расходом 2000 м3/сут) и реализацией подготовки продукции скважины по схеме фиг. 1, что позволило эксплуатировать скважину без осложнений. Результаты реализации представлены в таблице и на фиг. 2.PRI me R. The described method has been implemented in oil and gas well depth of 3500 m, reservoir temperature - 60 ° C. petroleum reservoir Studies mixture showed that paraffin therefrom falls at t = 33 o C. Thermodynamic calculations have shown that this value is reduced to the temperature of formation for the oil and gas mixture a depth of 1,500 m when the well is operating with a flow rate of 15 tons / day for oil (Fig. 2, curve 2). Therefore, the overflow clutch was installed at a depth greater than this mark - 1760 m and a gas lift was organized with the supply of thermal gas (t = 80 ° C) to the annulus (with a flow rate of 2000 m 3 / day) and the implementation of well production preparation according to the scheme of FIG. 1, which allowed to operate the well without complications. The implementation results are presented in the table and in FIG. 2.
Технико-экономическая эффективность описываемого способа заключается в том, что он позволяет организовать добычу высоковязкой парафинистой нефти в сложных природно-климатических условиях (в регионах с ММП), поскольку организуемая на устье скважины сепарация нефтегазовой продукции и ее подогрев дают возможность надежно транспортировать пластовый флюид не только от пласта до устья, но и по шлейфу. The technical and economic efficiency of the described method lies in the fact that it allows to organize the production of highly viscous paraffin oil in difficult climatic conditions (in regions with permafrost), since the separation of oil and gas products organized at the wellhead and its heating make it possible to reliably transport formation fluid not only from the reservoir to the mouth, but also along the train.
Claims (1)
Cr Gr · dT2 = Kо б с (T2 - T3)dx + Kн к т (T2 - T1)dx;
Cн (Gн + Gг) dT1 = Kн к т (T2 - T1) dx,
где T1, T2, T3 - соответственно температуры в потоке нефти, закачиваемого рабочего агента и горных пород, К;
Gн, Gг - соответственно дебит нефти и расход рабочего агента, кг/ч;
Cн, Cг - соответственно теплоемкости нефти и газа, ккал/кг;
Kо б с, Kн к т - соответственно линейный коэффициент теплопередачи от потока газа в окружающие скважину горные породы и от потока нефти к потоку газа, ккал/м·ч·град.METHOD FOR OPERATING OIL AND GAS WELLS, including production of a well’s products through a string of lift pipes, its separation at the wellhead equipped with a loop, followed by heating and supplying the working agent to the annulus and transferring it to the lift pipe string at a depth greater than the depth of paraffin dropping out of the well characterized in that the gas phase after separation of the production of the well is divided into "cold" and "hot" streams, while the "cold" stream is burned to heat the remaining production of the well, and whose "stream is additionally heated, compressed and partially used as a working agent with the rest of the" hot "stream being fed into the well plume, and the temperature of the working agent at the point of its transfer to the lift pipe string is maintained not less than the well production temperature at this place, and the necessary the flow rate and temperature of the working agent is determined by numerical integration in steps, starting with the depth of the bypass of the working agent, in accordance with the system of equations
C r G r · dT 2 = K b of from (T 2 - T 3) d x + K n to m (T 2 - T 1) d x;
N C (G n + G r) dT 1 = K n to m (T 2 - T 1) d x,
where T 1 , T 2 , T 3 - respectively, the temperature in the oil stream, the injected working agent and rocks, K;
G n , G g - respectively, the oil flow rate and the consumption of the working agent, kg / h;
C n , C g - respectively, the heat capacity of oil and gas, kcal / kg;
With a K b, K n to m - respectively a linear coefficient of heat transfer from the gas flow in the rock surrounding the well and from the flow of oil to the gas flow, kcal / m · hr · deg.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5048022 RU2026966C1 (en) | 1992-02-26 | 1992-02-26 | Method for operation of oil and gas wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5048022 RU2026966C1 (en) | 1992-02-26 | 1992-02-26 | Method for operation of oil and gas wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2026966C1 true RU2026966C1 (en) | 1995-01-20 |
Family
ID=21607159
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5048022 RU2026966C1 (en) | 1992-02-26 | 1992-02-26 | Method for operation of oil and gas wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2026966C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1997049893A1 (en) * | 1996-06-27 | 1997-12-31 | Alexandr Petrovich Linetsky | Method for increasing crude-oil and gas extraction and for drilling in and monitoring field beds |
| RU2487992C1 (en) * | 2012-02-20 | 2013-07-20 | Салихьян Шакирьянович Шарипов | Method of gas-lift oil extraction using energy of associated gas combustion in well |
| RU2494231C1 (en) * | 2012-04-19 | 2013-09-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Dewaxing method of oil producing well |
| RU2501936C1 (en) * | 2012-04-06 | 2013-12-20 | Ильмар Раисович Айсматуллин | Heat exchanger device for removal of paraffin and resins from oil before its transportation |
| RU2527797C2 (en) * | 2012-10-23 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Северные магистральные нефтепроводы" (ОАО "СМН") | Method of paraffin deposits removal from heat exchangers at oil heating unit |
| RU2601626C1 (en) * | 2010-08-18 | 2016-11-10 | ФЬЮЧЕ ЭНЕРДЖИ, ЭлЭлСи | Method and system for supply of heat energy to horizontal well bore |
-
1992
- 1992-02-26 RU SU5048022 patent/RU2026966C1/en active
Non-Patent Citations (4)
| Title |
|---|
| 1. Авторское свидетельство СССР N 1195718, кл. E 21B 43/24, 1983. * |
| 2. Авторское свидетельство СССР N 598375, кл. E 21B 43/24, 1977. * |
| 3. Справочная книга по добыче нефти/Под ред.Ш.К.Гиматудинова, М.: Недра, 1974, с.198-228. * |
| 4. Авторское свидетельство СССР N 746088, кл. E 21B 43/00, 1981. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1997049893A1 (en) * | 1996-06-27 | 1997-12-31 | Alexandr Petrovich Linetsky | Method for increasing crude-oil and gas extraction and for drilling in and monitoring field beds |
| RU2601626C1 (en) * | 2010-08-18 | 2016-11-10 | ФЬЮЧЕ ЭНЕРДЖИ, ЭлЭлСи | Method and system for supply of heat energy to horizontal well bore |
| RU2487992C1 (en) * | 2012-02-20 | 2013-07-20 | Салихьян Шакирьянович Шарипов | Method of gas-lift oil extraction using energy of associated gas combustion in well |
| RU2501936C1 (en) * | 2012-04-06 | 2013-12-20 | Ильмар Раисович Айсматуллин | Heat exchanger device for removal of paraffin and resins from oil before its transportation |
| RU2494231C1 (en) * | 2012-04-19 | 2013-09-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Dewaxing method of oil producing well |
| RU2527797C2 (en) * | 2012-10-23 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Северные магистральные нефтепроводы" (ОАО "СМН") | Method of paraffin deposits removal from heat exchangers at oil heating unit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4896725A (en) | In-well heat exchange method for improved recovery of subterranean fluids with poor flowability | |
| CN100545415C (en) | The method of in-situ processing hydrocarbon containing formation | |
| CA2742565C (en) | Methods and systems for providing steam | |
| US3294167A (en) | Thermal oil recovery | |
| US2825408A (en) | Oil recovery by subsurface thermal processing | |
| CA2742563C (en) | Methods and systems for providing steam | |
| NO321386B1 (en) | A method and apparatus for separating a fluid comprising several fluid components, preferably separating a source fluid in conjunction with a hydrocarbon / water production rudder | |
| NO180732B (en) | Process for separating a hydrocarbonaceous fluid produced from a production well in oil, gas, water and sand | |
| Rogachev et al. | Justification of a comprehensive technology for preventing the formation of asphalt-resin-paraffin deposits during the production of highly paraffinic oil by electric submersible pumps from multiformation deposits | |
| RU2026966C1 (en) | Method for operation of oil and gas wells | |
| US4699719A (en) | Process and apparatus for utilizing engine exhaust heat in oil field operations | |
| Belsky et al. | Wind turbine electrical energy supply system for oil well heating | |
| CN203383786U (en) | Closed-loop water distribution, ground watering and pressurization output integrated device | |
| Hall et al. | Operation and performance of the Slocum thermal recovery project | |
| RU2189439C2 (en) | Method of developing oil deposits and block complex system of plants for method embodiment | |
| RU2212523C2 (en) | Method of operation of oil and oil-gas wells | |
| USRE21239E (en) | Method of recovering well fluids | |
| Parrish et al. | Underground Combustion in the Shannon Pool, Wyoming | |
| RU99103802A (en) | METHOD FOR DEVELOPMENT OF OIL DEPOSITS AND BLOCK COMPLEX SYSTEM OF INSTALLATIONS FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| US2847201A (en) | Portable sulphur plant for use in a region of subsidence | |
| RU2801929C1 (en) | Oil production method | |
| RU2269U1 (en) | OIL PRODUCTION DEVICE | |
| US3291069A (en) | Controlled pvt oil production | |
| Shea | Practices and Methods of Preventing and Treating Crude-Oil Emulsions | |
| RU2688713C1 (en) | Method for development of super-viscous oil deposit by steam-gravity drainage together with solvent |