RU2034137C1 - Method for development of paraffin crude oil pools - Google Patents
Method for development of paraffin crude oil pools Download PDFInfo
- Publication number
- RU2034137C1 RU2034137C1 RU92014464A RU92014464A RU2034137C1 RU 2034137 C1 RU2034137 C1 RU 2034137C1 RU 92014464 A RU92014464 A RU 92014464A RU 92014464 A RU92014464 A RU 92014464A RU 2034137 C1 RU2034137 C1 RU 2034137C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- temperature
- well
- injection
- injected
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу разработки месторождений нефтей, насыщенных парафином. The invention relates to the oil industry, in particular to a method for developing oil fields saturated with paraffin.
Известен способ разработки нефтяных месторождений, заключающийся в нагнетании в пласт нагретой воды [1] Недостатками этого способа является необходимость создания на месторождении системы поддержания пластового давления (ППД) и пластовой температуры (ППТ), что связано с организацией сложного энергетического хозяйства. При реализации такой системы резко увеличивается себестоимость добываемой нефти вследствие роста энергетических затрат. There is a method of developing oil fields, which consists in injecting heated water into the reservoir [1] The disadvantages of this method are the need to create a system for maintaining reservoir pressure (RPM) and reservoir temperature (PPT) in the field, which is associated with the organization of a complex energy economy. With the implementation of such a system, the cost of extracted oil sharply increases due to an increase in energy costs.
Известен способ разработки месторождений парафинистых нефтей, по которому в залежь нагнетают холодную воду с расходом, обеспечивающим компенсацию отбора нефти добывающими скважинами и поддержание пластового давления [2] Однако при таком способе происходит понижение пластовой температуры в призабойной зоне пласта, что в залежи нефтей, насыщенных парафином, приводит к выпадению из нефтей растворенного парафина внутри пласта, увеличению проницаемостной неоднородности пористой среды и резкому снижению добычи нефти при росте обводненности добываемой продукции. There is a method of developing deposits of paraffin oils, which cold water is injected into the reservoir with a flow rate that compensates for oil extraction by production wells and maintaining reservoir pressure [2] However, with this method, the reservoir temperature is lowered in the bottomhole formation zone, which is in the reservoir of oil saturated with paraffin , leads to the precipitation of dissolved paraffin from the oil inside the reservoir, an increase in the permeability heterogeneity of the porous medium, and a sharp decrease in oil production with increasing water cut ty of extracted products.
Известен также способ разработки, предусматривающий нагрев воды в скважине. При движении по стволу нагнетательной скважины до забоя она нагревается глубинным теплом Земли до температуры не ниже температуры выпадения из нефтей парафина. Длину пути движения закачиваемой воды и ее расход определяют в зависимости от свойств и температур горных пород. С учетом этого проводят наклонную нагнетательную скважину под углом к вертикали, обеспечивающим необходимую длину пути прохождения воды [3]
В указанном способе, как показали расчеты, для получения на забое нагнетательной скважины температуры закачиваемой воды, равной или выше пластовой температуры, приходится иметь значительно большую длину наклонной нагнетательной скважины по сравнению с вертикальной. Это приводит к увеличению стоимости проводки наклонной скважины.There is also a known development method involving heating water in a well. When moving along the barrel of the injection well to the bottom, it is heated by the deep heat of the Earth to a temperature not lower than the temperature of paraffin deposition from the oils. The length of the path of movement of the injected water and its flow rate is determined depending on the properties and temperatures of the rocks. With this in mind, conduct an inclined injection well at an angle to the vertical, providing the necessary length of the path of water passage [3]
In this method, as shown by the calculations, in order to obtain the temperature of the injected water at the bottom of the injection well equal to or higher than the reservoir temperature, it is necessary to have a significantly greater length of the inclined injection well compared to the vertical. This leads to an increase in the cost of drilling the deviated well.
Целью изобретения является сокращение затрат на строительство нагнетательных скважин при условии сохранения предотвращения выпадения из нефтей растворенного парафина при закачке в нагнетательную скважину ненагретой воды. The aim of the invention is to reduce the cost of building injection wells, while maintaining the prevention of precipitation of dissolved paraffin from the oil when unheated water is pumped into the injection well.
Цель достигается тем, что в способе разработки залежи парафинистой нефти, включающем закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды производят через нагнетательные скважины, пробуренные вертикально до кровли залежи, горизонтально по кровле залежи и снова вертикально с входом в залежь, при этом минимальную длину горизонтальной части нагнетательной скважины, обеспечивающей нагрев закачиваемой в залежь воды до температуры не менее температуры выпадения парафина, определяют по формуле:
L ln , (1) где L длина горизонтального участка скважины, м;
β- показатель теплопередачи, 1/м;
θo- температура нейтрального слоя Земли, приведенная к устью скважины, оС;
ГN планетарный геотермальный градиент Земли, оС/м;
Н глубина кровли залежи нефти, м;
tз.в. температура воды на входе в горизонтальный участок, оС;
tо температура нагнетаемой воды, оС.The goal is achieved by the fact that in the method for developing a paraffin oil deposit, including water injection through injection wells and oil extraction through production wells, water is injected through injection wells drilled vertically to the top of the deposit, horizontally along the roof of the deposit and again vertically with the entrance to the reservoir, the minimum length of the horizontal part of the injection well, providing heating of the water injected into the reservoir to a temperature not less than the temperature of paraffin deposition, is determined by the formula:
L ln , (1) where L is the length of the horizontal section of the well, m;
β - heat transfer rate, 1 / m;
θ o - temperature of the neutral layer of the Earth, reduced to the wellhead, C;
Г N planetary geothermal gradient of the Earth, o C / m;
N depth of the roof of the oil deposits, m;
t z.v. water temperature at the entrance to the horizontal section, о С;
t about the temperature of the injected water, about C.
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом. The proposed method is as follows.
Для разработки залежи нефтей, насыщенных парафином, по предлагаемому способу выбирают сетку размещения нагнетательных скважин. Определяют пластовое давление и температуру пласта, температуру насыщения нефтей парафином (температуру выпадения парафина), геотермический градиент температур и величины теплофизических свойств горных пород на различной глубине. To develop a reservoir of oil saturated with paraffin, according to the proposed method, a grid for placement of injection wells is selected. The formation pressure and the temperature of the formation, the temperature of oil saturation with paraffin (the temperature of paraffin deposition), the geothermal temperature gradient and the thermal properties of rocks at different depths are determined.
Закачиваемая в нефтяную залежь ненагретая вода при прохождении от устья до конца вертикального ствола и затем до забоя скважины через горизонтальный ее участок нагревается в результате теплообмена с окружающими скважину породами и должна поступать на забой, в пласт с температурой не ниже температуры выпадения парафина. Степень нагрева воды на пути ее движения от устья до забоя скважины зависит от теплофизических свойств горных пород, температуры закачиваемой воды на устье скважины, геотермического градиента Земли и длины горизонтального участка нагнетательной скважины. Unheated water injected into the oil reservoir when passing from the wellhead to the end of the vertical well and then to the bottom of the well through its horizontal section is heated as a result of heat exchange with the rocks surrounding the well and should enter the face, into the formation with a temperature not lower than the temperature of paraffin deposition. The degree of water heating along its path from the wellhead to the bottom of the well depends on the thermophysical properties of the rocks, the temperature of the injected water at the wellhead, the geothermal gradient of the Earth, and the length of the horizontal section of the injection well.
Нагрев воды в вертикальной части ствола скважины определяют по формуле
tз.в θo + H-1)+(tу-θo + exp(-β·H), (2) где tу температура закачиваемой воды на устье нагнетательной скважины, оС;
θo- температура нейтрального слоя Земли, приведенная к устью скважины, оС;
β- показатель теплопередачи, 1/м;
ГN планетарный геотермальный градиент Земли оС/м;
Н глубина кровли залежи нефти, м;
tз.в. температура воды на входе в горизонтальный участок, оС.The heating of water in the vertical part of the wellbore is determined by the formula
t C. in θ o + H-1) + (t y -θ o + exp (-β · H), (2) where t is the temperature of the injected water at the mouth of the injection well, о С;
θ o - temperature of the neutral layer of the Earth, reduced to the wellhead, C;
β - heat transfer rate, 1 / m;
Г N planetary geothermal gradient of the Earth about S / m;
N depth of the roof of the oil deposits, m;
t z.v. water temperature at the entrance to the horizontal section, about C.
Величину β вычисляют по формуле:
β , (3) где λп средний коэффициент теплопроводности окружающих скважину горных пород, Вт/м˙оС);
Q расход закачиваемой воды, м3/с;
Срв. ˙ρв- объемная удельная теплоемкость закачиваемой воды, Дж/(кг˙оС);
dп средний коэффициент температуропроводности окружающих скважину горных пород, м2/с;
τ- время закачки воды, необходимое для создания оторочки, с;
d диаметр скважины на горизонтальном участке, м.The value of β is calculated by the formula:
β , (3) where λ p is the average coefficient of thermal conductivity of the rocks surrounding the well, W / m˙ о С);
Q flow rate of injected water, m 3 / s;
From the rv. ˙ρ в - volume specific heat of the injected water, J / (kg˙ о С);
d p the average coefficient of thermal diffusivity of the rocks surrounding the well, m 2 / s;
τ is the water injection time necessary to create the rim, s;
d borehole diameter in a horizontal section, m
Величину оторочки закачиваемой воды Vв [м3] определяют, исходя из толщины пласта h [м] коэффициента пористости Кп, коэффициента вытеснения нефти Кн и радиуса призабойной зоны пласта r [м] по формуле:
Vв Кн˙Кп ˙π˙r2˙h (4)
Время закачки воды τ[c] определяют по выражению:
τ (5)
По формуле (2) с учетом формул (3) (5) определяют температуру нагрева воды на вертикальном участке скважины tз.в. В том случае, когда она окажется ниже температуры выпадения парафина, осуществляют ее дальнейший нагрев в горизонтальном участке скважины. Температуру нагрева воды на этом участке вычисляют по формуле, аналогичной формуле (2), с учетом того, что геотермический градиент в направлении горизонтали равен нулю, а температуру нейтрального слоя Земли θ1 приводят к условиям залегания пласта на глубине Н по формуле:
θ1=θo+ ГN˙ Н (6)
Температуру на входе в горизонтальный участок берут равной tз.в., а в конце участка принимают равной и выше пластовой температуры to, длину горизонтального участка обозначают L. С учетом принятых обозначений формула для нагрева воды геотермальным теплом на горизонтальном участке имеет вид:
to θ1 + (tз.в. -θ1) ˙exp (β˙L) (7)
В этой формуле θ1 определяют по формуле (6), β- по формуле (3), tз.в. по формуле (2), tо из условия выпадения парафина. Необходимую длину горизонтального участка нагнетательной скважины получают из соотношения (1)
L ln
П р и м е р. Пласт, содержащий высокопарафинистую нефть, мощностью h 20 м, расположен на глубине Н 3800 м. Температура начала выпадения парафина в пласте to 60оС. Средний коэффициент пористости пласта Кп 0,2. Необходимая закачка воды Q 3,5˙10-3 м3/c. Удельная объемная теплоемкость нагнетаемой воды Срв ˙ ρв= 4,2 ˙106 Дж/(кг˙oC).The value of the rim of the injected water V in [m 3 ] is determined based on the thickness of the formation h [m] of the porosity coefficient K p , the oil displacement coefficient K n and the radius of the bottomhole formation zone r [m] according to the formula:
V in K n ˙K n ˙π˙r 2 ˙h (4)
Water injection time τ [c] is determined by the expression:
τ (5)
According to the formula (2), taking into account formulas (3) (5), the temperature of water heating in the vertical section of the well t.s.v. In the event that it is below the temperature of paraffin deposition, carry out its further heating in a horizontal section of the well. The temperature of water heating in this section is calculated by a formula similar to formula (2), taking into account the fact that the geothermal gradient in the horizontal direction is zero, and the temperature of the Earth’s neutral layer θ 1 leads to bedding conditions at depth H by the formula:
θ 1 = θ o + Г N ˙ Н (6)
The temperature at the entrance to the horizontal section is taken equal to t z.v. , and at the end of the plot they take equal to and above the reservoir temperature t o , the length of the horizontal plot is designated L. Given the accepted designations, the formula for heating water with geothermal heat in the horizontal plot is:
t o θ 1 + (t h.p. -θ 1 ) ˙exp (β˙L) (7)
In this formula, θ 1 is determined by the formula (6), β- by the formula (3), t z.v. by the formula (2), t о from the condition for the precipitation of paraffin. The required length of the horizontal section of the injection well is obtained from the relation (1)
L ln
PRI me R. Formation containing oil vysokoparafinistyh capacity h 20 m, is located at a depth of 3800 n m. The onset temperature of wax deposition in the formation t o about 60 C. The average formation porosity coefficient K f 0.2. Necessary
Температура воды на устье tу 24оС, температура нейтрального слоя Земли на устье θo= 15оС.The water temperature at the mouth t at 24 o C, the temperature of the neutral layer of the Earth at the mouth θ o = 15 o C.
Геотермический коэффициент ГN 0,03оС/м, коэффициент теплопроводности горной породы и температуропроводности соответственно равны λп=1,6 Вт/(м ˙ К), aп 8˙10-7 м2/с. Диаметр обсадной колонны d0,168 м. Радиус призабойной зоны r 35 м, коэффициент вытеснения нефти водой Кн 0,175.The geothermal coefficient Г N 0.03 о С / m, the coefficient of thermal conductivity of the rock and thermal diffusivity are respectively λ p = 1.6 W / (m ˙ K), a p 8˙10 -7 m 2 / s. The diameter of the casing string is d0.168 m. The radius of the bottomhole zone is 35 m, the coefficient of oil displacement by water K n 0.175.
По формуле (4) определяют необходимое количество воды для создания оторочки: Vв Кн˙Kп˙π˙r2˙h 0,75˙0,2˙3,14 x x352˙20 11,5˙103 м3
По формуле (5) определяют время закачки воды для создания оторочки:
τ 3,3·106 c
По формуле (3) определяют показатель теплопередачи
β
2,3·10-4 1/м
По полученным данным определяют нагрев нагнетаемой воды геотермальным теплом при движении ее в вертикальном стволе скважины по формуле (2):
tз.в θo + (β·H-1)+tу-θo + exp(-β·H)=
15 + (2,3·10-4·3800-1)+24-15 + =56,5°C×
×exp(-2,3·10-4·3800)=56,5°C
Нагрев на горизонтальном участке скважины определяют по формуле (7). Если задана температура to 60оС, то длину горизонтального участка нагнетательной скважины определяют по формуле (1) с учетом формулы (6):
L ln
ln 207 м.Using the formula (4), the required amount of water is determined to create a rim: V in K n ˙K p ˙π˙r 2 ˙h 0.75˙0.2˙3.14 x x35 2 ˙20 11.5˙10 3 m 3
By the formula (5) determine the time of water injection to create a rim:
τ 3.3 · 10 6 s
By the formula (3) determine the heat transfer rate
β
2.3 · 10 -4 1 / m
According to the data obtained, the heating of injected water by geothermal heat is determined when it moves in a vertical wellbore according to the formula (2):
t C. in θ o + (β · H-1) + t y -θ o + exp (-β · H) =
15+ (2.3 · 10 -4 · 3800-1) + 24-15 + = 56.5 ° C ×
× exp (-2.3 · 10 -4 · 3800) = 56.5 ° C
Heating in the horizontal section of the well is determined by the formula (7). If the temperature t o 60 о С is set, then the length of the horizontal section of the injection well is determined by the formula (1) taking into account the formula (6):
L ln
ln 207 m.
Технико-экономическое обоснование способа. Feasibility study of the method.
По предлагаемому способу обеспечивают нагрев закачиваемой воды до температуры начала выпадения парафина геотермальным теплом Земли без предварительного ее подогрева на поверхности. Используется нагнетательная скважина более короткой длины, чем по прототипу и меньшей стоимости. According to the proposed method, the injected water is heated to the temperature of the beginning of paraffin precipitation by the geothermal heat of the Earth without preheating it on the surface. Used injection well shorter than the prototype and lower cost.
Согласно прототипу для условий примера осуществления способа (нагрев до 60оС) требуется наклонная скважина с углом наклона относительно вертикали, равным 31о, и длиной, равной 4300 м.According to the prior art for the conditions of the method of Example (heating to 60 ° C) requires deviated well with an inclination relative to the vertical, equal to about 31, and length of 4300 m.
По предлагаемому способу нагрев воды производят в скважине, состоящей из вертикального и горизонтального участков общей длиной:
LГ H + L 3800 + 207 4007 м
Для осуществления нагрева нагнетаемой воды по предлагаемому способу требуется меньшая длина скважины, чем по прототипу:
ΔL=Lн-Lг 4300 4007 293 м
Для оценки экономического эффекта используют соотношение стоимости наклонной и горизонтальной скважин.According to the proposed method, the water is heated in a well, consisting of vertical and horizontal sections with a total length:
L D H + L 3800 + 207 4007 m
To implement the heating of injected water according to the proposed method requires a shorter well length than the prototype:
ΔL = L n -L g 4300 4007 293 m
To assess the economic effect, use the ratio of the cost of deviated and horizontal wells.
Для определения стоимости наклонной скважины используют формулу:
σн= 0,4˙ σo˙(1 + 1,5˙ К), (8) где σн- стоимость 1 м наклонной скважины;
σо- стоимость 1 м вертикальной скважины;
К коэффициент, учитывающий отклонение наклонной скважины от вертикали.To determine the cost of an inclined well, use the formula:
σ n = 0.4˙ σ o ˙ (1 + 1.5˙ К), (8) where σ n is the cost of 1 m of a deviated well;
σ about - the cost of 1 m of a vertical well;
K coefficient taking into account the deviation of the deviated well from the vertical.
Для отклонения свыше 1000 м (рассматриваемые условия) К 1,78, формула (9) принимает вид:
σн 1,47˙σо (9)
Согласно справочным данным СУСН о стоимости горизонтальной скважины имеются сведения для скважины с длиной горизонтального участка 250 м:
σг σо ˙ (1,3-1,5), (10) где σг- стоимость 1 м горизонтальной скважины.For a deviation of more than 1000 m (conditions under consideration) K 1.78, formula (9) takes the form:
σ n 1.47˙σ about (9)
According to SUSN reference data on the cost of a horizontal well, there is information for a well with a horizontal length of 250 m:
σ g σ о ˙ (1.3-1.5), (10) where σ g is the cost of 1 m of a horizontal well.
На фиг. 1 дано сравнение для нагнетательных скважин, разбуриваемых по предлагаемому способу с горизонтальным участком и наклонных (прототип), при движении закачиваемой воды по которым достигается одинаковый нагрев до 60оС. Закачку воды в пласт ниже этой температуры считают недопустимой. Расчеты проведены по формуле (1) для различных интенсивностей закачки и для различных температур на устье 5, 15, 24оС. Пунктиром обозначены длины скважин, относящихся к прототипу, сплошными линиями к предлагаемому способу. Как видно из полученных данных, существующие достижения горизонтального бурения, в том числе отечественного с длиной горизонтального участка 1000 1500 м, вполне обеспечивают строительство нагнетательных скважин, удовлетворяющих условиям геотермального нагрева закачиваемой воды до заданной температуры, в то время как аналогичные скважины для прототипа технически трудно осуществимы.In FIG. 1 shows a comparison of injection wells drilled by the proposed method with the horizontal portion and slanted (prototype), the motion of the injected water is achieved in which the same heating to 60 C. The water injection below this temperature is considered unacceptable. The calculations are performed by (1) injection for various intensities and at different temperatures on the
Получается значительный выигрыш в длине скважины по предлагаемому способу в сравнении с прототипом, который реализуется в виде экономического эффекта, вычисляемого по формуле (11) и приведенного на фиг.2. It turns out a significant gain in the length of the well by the proposed method in comparison with the prototype, which is implemented in the form of an economic effect, calculated by the formula (11) and shown in figure 2.
Величина эффекта относится только к одной залежи и одному опытному участку, а повсеместное распространение предлагаемого способа приведет к его значительному увеличению. The magnitude of the effect refers only to one deposit and one experimental site, and the widespread distribution of the proposed method will lead to a significant increase.
Предлагаемый способ создает реальную возможность отказаться от подогрева закачиваемой воды с использованием, например, установок ПТБ 10/160, которая ведет к дополнительным затратам на закачку подогретой воды на рассматриваемом в примере участке разработки. The proposed method creates a real opportunity to refuse to heat the injected water using, for example,
Приведенные на фиг. 3 величины уменьшения относительной длины скважины при применении предлагаемого способа определялись по формуле:
L . (12)
Приведенные данные указывают на то, что уменьшение длины наклонной скважины при использовании предлагаемого способа может превосходить всю длину скважины с горизонтальным участком.Referring to FIG. 3 values of reducing the relative length of the well when applying the proposed method were determined by the formula:
L . (12)
The data indicate that the decrease in the length of the deviated well when using the proposed method can exceed the entire length of the well with a horizontal section.
Claims (1)
где L длина горизонтального участка скважины, м;
β показатель теплопередачи, 1/м, определяемый из формулы
где λп средний коэффициент теплопроводности окружающих скважину горных пород, Вт/м·с;
Q расход закачиваемой воды, м3/с;
Cрв·ρв объемная удельная теплоемкость закачиваемой воды, Дж/кг·oС;
aп средний коэффициент температуропроводности окружающих скважину горных пород, м2/с;
τ время закачки воды, необходимое для создания оторочки, с;
d диаметр скважины на горизонтальном участке, м;
qo температура нейтрального слоя Земли, приведенная к устью скважины, oС;
ГN планетарный геотермальный градиент Земли, oС/м;
H глубина кровли залежи, м;
t0 температура нагнетаемой воды, oС;
tз . в температура воды на входе в горизонтальный участок, oС, определяемая в соответствии с выражением
где tу температура закачиваемой воды на устье нагнетательной скважины, oС.METHOD FOR DEVELOPING A PARAFFIN OIL DEPOSIT, including water injection through inclined injection wells and oil extraction through production wells, characterized in that the injection wells are drilled vertically to the deposit roof for water injection, then horizontally along the roof and again vertically to the bottom, with the minimum horizontal length parts of the injection well are selected from the condition that the water injected into the reservoir is heated to a temperature not less than the temperature of paraffin deposition and determined in accordance with expression
where L is the length of the horizontal section of the well, m;
β heat transfer index, 1 / m, determined from the formula
where λ p the average coefficient of thermal conductivity of the rocks surrounding the well, W / m · s;
Q flow rate of injected water, m 3 / s;
C pb · ρ in volumetric specific heat of the injected water, J / kg · o C;
a p the average coefficient of thermal diffusivity of the rocks surrounding the well, m 2 / s;
τ water injection time required to create a rim, s;
d borehole diameter in a horizontal section, m;
q o temperature of the neutral layer of the Earth, reduced to the wellhead, o C;
G N planetary geothermal gradient of the Earth, o C / m;
H depth of the roof of the deposit, m;
t 0 is the temperature of the injected water, o С;
t s. in the water temperature at the entrance to the horizontal section, o C, determined in accordance with the expression
where t is the temperature of the injected water at the mouth of the injection well, o C.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU92014464A RU2034137C1 (en) | 1992-12-24 | 1992-12-24 | Method for development of paraffin crude oil pools |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU92014464A RU2034137C1 (en) | 1992-12-24 | 1992-12-24 | Method for development of paraffin crude oil pools |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2034137C1 true RU2034137C1 (en) | 1995-04-30 |
RU92014464A RU92014464A (en) | 1995-05-20 |
Family
ID=20134273
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU92014464A RU2034137C1 (en) | 1992-12-24 | 1992-12-24 | Method for development of paraffin crude oil pools |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2034137C1 (en) |
-
1992
- 1992-12-24 RU RU92014464A patent/RU2034137C1/en active
Non-Patent Citations (3)
Title |
---|
1. Шейнман А.Б. и др. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти. М.: Недра, 1969, с.46-50. * |
2. Жданов М.А. Нефтепромысловая геология. М.: Гостоптехиздат, 1962, с.472-474. * |
3. Евченко В.С. и др. Разработка нефтяных месторождений наклонно-направленными скважинами. М.: Недра, 1986, с.82-86, 120-123. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4116275A (en) | Recovery of hydrocarbons by in situ thermal extraction | |
Edmunds et al. | Review of phase A steam-assisted gravity-drainage test | |
US4705113A (en) | Method of cold water enhanced hydraulic fracturing | |
US7621326B2 (en) | Petroleum extraction from hydrocarbon formations | |
US5215149A (en) | Single horizontal well conduction assisted steam drive process for removing viscous hydrocarbonaceous fluids | |
US7422063B2 (en) | Hydrocarbon recovery from subterranean formations | |
US3412794A (en) | Production of oil by steam flood | |
CA2235085C (en) | Method and apparatus for stimulating heavy oil production | |
CN101484662A (en) | Recovery of hydrocarbons using horizontal wells | |
US5226495A (en) | Fines control in deviated wells | |
RU2034137C1 (en) | Method for development of paraffin crude oil pools | |
RU2099515C1 (en) | Method for development of paraffin oil pool | |
Valleroy et al. | Deerfield pilot test of recovery by steam drive | |
Szasz et al. | Principles of heavy oil recovery | |
RU2211319C1 (en) | Method of development of hydrocarbon deposits | |
CA2043414C (en) | Method of recovering oil using continuous steam flood from a single vertical wellbore | |
Dietz | Review of thermal recovery methods | |
RU2652245C1 (en) | Method for developing the bituminous oil deposit | |
RU2623407C1 (en) | Method of bitumen field development | |
CA1210687A (en) | Viscous oil recovery method | |
RU2739013C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
RU2099514C1 (en) | Method for development of paraffin oil pool | |
US3774684A (en) | Hot fluid injection into hydrocarbon resevoirs | |
CA1173353A (en) | In situ recovery of viscous materials | |
CA1248442A (en) | In-situ steam drive oil recovery process |