RU2498059C1 - Method of oil lifting or thermal formation treatment and device for its implementation - Google Patents
Method of oil lifting or thermal formation treatment and device for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2498059C1 RU2498059C1 RU2012119651/03A RU2012119651A RU2498059C1 RU 2498059 C1 RU2498059 C1 RU 2498059C1 RU 2012119651/03 A RU2012119651/03 A RU 2012119651/03A RU 2012119651 A RU2012119651 A RU 2012119651A RU 2498059 C1 RU2498059 C1 RU 2498059C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- chamber
- working
- pressure
- formation
- working agent
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к техническим средствам для тепловой обработки продуктивного пласта, а также к способам и техническим средствам для подъема продукции из скважин со сверхвязкой нефтью и природными битумами.The group of inventions relates to the oil industry, in particular to technical means for heat treatment of the reservoir, as well as to methods and technical means for lifting products from wells with ultra-viscous oil and natural bitumen.
В частности, известен пневматический водоподъемник замещения (А.с. №1242648, МПК F04F 1/08, опубл. 07.07.86, Бюл. №25), включающий камеру замещения, водоподъемные и воздухоподводящие трубы, нагнетательный и всасывающий клапаны.In particular, a pneumatic substitution air lift is known (A.S. No. 1242648, IPC
Способ, осуществляемый при помощи водоподъемника, включает спуск водоприемника на воздухоподводящей трубе в скважину, спуск в воздухоподводящую трубу водоподъемной трубы, опору камеры водоприемника на забой, промывку фильтра и водоносного пласта, подъем водоприемника ниже верхней границы водоносного пласта с засасыванием воды в камеру скважинной жидкости, подачу воздуха по воздухоподводящей трубе с вытеснением жидкости из камеры и подъему ее на поверхность по водоподъемной трубе, выпуск сжатого воздуха из воздухоподводящей трубы с засасыванием скважинной жидкости в камеру, циклическое повторение циклов вытеснения и закачки скважинной жидкости.The method carried out by means of a water lift includes lowering the water inlet on the air inlet pipe into the well, lowering the water inlet in the air inlet pipe, supporting the bottom of the water inlet chamber, flushing the filter and the aquifer, raising the water inlet below the upper boundary of the aquifer with water being sucked into the well fluid chamber, air supply through the air supply pipe with the displacement of liquid from the chamber and lifting it to the surface through the water pipe, the release of compressed air from the air pipe with suction of the well fluid into the chamber, cyclic repetition of the cycles of displacement and injection of the well fluid.
Недостатками этого устройства являются необходимость периодического перемещения устройства в забое для чередования воздействия на пласт и вытеснения жидкости из забоя, для чего необходимо проведение дополнительных спуско-подъемных операций и разгерметизация устья скважины, что дополнительно может приводить к выходу воздуха из камеры высокого давления в скважине, образовавшейся при предыдущей обработке пласта, на дневную поверхность, и создавать угрозу безопасности персонала и сохранности наземного оборудования, или к непланируемым простоям скважины и оборудования с целью ожидания падения давления в скважине, а также неспособность работы устройства в горизонтальном положении. При этом для обеспечения работы в автоматическом режиме откачки водоподъемник должен оснащаться специальной системой циклической подачи и выпуска сжатого воздуха, при этом для совершения работы по перекачке жидкости не используются упругие свойства воздуха, отработанный воздух выбрасывается в атмосферу, что приводит к снижению экономичности водоподъемника.The disadvantages of this device are the need for periodic movement of the device in the face to alternate the impact on the reservoir and displace fluid from the face, which requires additional tripping and depressurization of the wellhead, which can additionally lead to the exit of air from the high-pressure chamber in the well formed during the previous treatment of the formation, on the surface, and pose a threat to the safety of personnel and the safety of ground equipment, or to unplanned m downtime of the well and equipment in order to wait for the pressure drop in the well, as well as the inability to operate the device in a horizontal position. At the same time, to ensure operation in the automatic pumping mode, the water lift must be equipped with a special system of cyclic supply and release of compressed air, while the elastic properties of the air are not used to carry out the liquid pumping operation, the exhaust air is released into the atmosphere, which reduces the efficiency of the water lift.
Наиболее близкой по достигаемому результату является установка для подъема высоковязких жидкостей (А.с. №800418, МПК F04B 47/00, F04F 1/00, опубл. 30.01.81 г. Бюл. №4) преимущественно из скважины, содержащая камеру вытеснения, колонны труб для прохода поднимаемой жидкости и подачи рабочего агента, а также приемный и нагнетательный клапаны, установленные в соответствующих полостях, при этом установка снабжена корпусом, установленными по его концам верхним и нижним седлами, в последнем из которых расположен приемный клапан, и муфтой перекрестного течения с проходными каналами, установленной в верхнем седле, причем один канал муфты гидравлически сообщен с камерой, а другой - с нагнетательной полостью и колонной труб для прохода поднимаемой жидкости.The closest to the achieved result is the installation for lifting highly viscous liquids (AS No. 800418, IPC F04B 47/00, F04F 1/00, publ. 30.01.81 Bull. No. 4) mainly from a well containing a displacement chamber, pipe columns for the passage of the liquid to be lifted and the working agent to be supplied, as well as a suction and discharge valves installed in the respective cavities, the installation being provided with a housing, upper and lower seats installed at its ends, in the last of which there is a receiving valve, and a cross-flow coupling from passage channels installed in the upper saddle, with one channel of the coupling hydraulically in communication with the chamber, and the other with the discharge cavity and the pipe string for the passage of the lifted fluid.
Способ, реализуемый установкой, заключается в чередовании тепловой обработки призабойной зоны пласта паром и откачки продукции с помощью устройства, содержащего корпус, приемный и нагнетательный клапаны, муфту перекрестного течения, камеру вытеснения, при этом предварительное заполнение камеры вытеснения откачиваемой продукцией скважины осуществляется после прекращения подачи пара в устройство за счет его полной конденсации, а вытеснение продукции свежей порцией пара при возобновлении его подачи в устройство.The method implemented by the installation consists in alternating heat treatment of the bottom-hole formation zone with steam and pumping out products using a device containing a housing, receiving and discharge valves, a cross-flow coupling, an expulsion chamber, while the pre-filling of the displacement chamber with the pumped-out well product is carried out after the steam supply is stopped into the device due to its complete condensation, and the displacement of products with a fresh portion of steam when resuming its supply to the device.
Существенным недостатком этого наиболее близкого аналога является то, что для переключения режимов работы установки (чередования тепловой обработки призабойной зоны пласта паром и откачки продукции) с помощью приемного клапана насоса приходится приподнимать или опускать колонну пароподвода, что приводит к разгерметизации устья скважины и к выходу пара высокого давления из паровой камеры, образовавшейся в пласте скважины при предыдущей тепловой обработке, на дневную поверхность, охлаждению призабойной зоны пласта и, как показывает современный опыт, создает реальную угрозу безопасности персонала и сохранности наземного оборудования и, в результате, зачастую, к невозможности использования установки по назначению или непланируемым простоям скважины и оборудования с целью ожидания падения давления в скважине, а также к необходимости дополнительных затрат тепловой энергии для подогрева призабойной зоны пласта до первоначальной температуры. Недостатками этого аналога также являются необходимость (для организации непрерывной циклической подачи пара) снабжения устройства дополнительной специальной системой, управляемой датчиками, сигнализирующими об окончании конденсации пара в камере вытеснения и то, что для совершения работы по перекачке жидкости не используются упругие свойства пара, что снижает КПД устройства.A significant drawback of this closest analogue is that to switch the operating modes of the installation (alternating heat treatment of the bottom-hole formation zone with steam and pumping out the product) using the pump intake valve, it is necessary to raise or lower the steam supply column, which leads to a depressurization of the wellhead and high steam output pressure from the steam chamber formed in the well formation during the previous heat treatment to the surface, cooling the bottom-hole zone of the formation and, as shown by temporary experience poses a real threat to the safety of personnel and the safety of ground equipment and, as a result, often to the inability to use the unit for its intended purpose or unplanned downtime of the well and equipment to wait for a pressure drop in the well, as well as to the need for additional heat energy to heat the bottom hole formation zones to the initial temperature. The disadvantages of this analogue are the need (for organizing a continuous cyclic steam supply) to supply the device with an additional special system controlled by sensors that indicate the end of steam condensation in the displacement chamber and the fact that the elastic properties of the steam are not used to perform liquid pumping, which reduces the efficiency devices.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности использования скважин и оборудования при разработке залежей высоковязкой нефти и природных битумов тепловыми методами на основе сокращения эксплуатационных затрат путем автоматизации и расширения функциональности оборудования при постоянной закачке пара, повышения эксплуатационной надежности скважин-ного оборудования в результате отказа от электромеханического привода, улучшения условий безопасной работы на установке за счет исключения необходимости разгерметизации устья скважины, совершенствования преобразования в полезную работу затрачиваемой на добычу нефти энергии путем наиболее полного и рационального использования энергии подаваемого пара.An object of the invention is to increase the efficiency of the use of wells and equipment when developing deposits of highly viscous oil and natural bitumen by thermal methods based on reducing operating costs by automating and expanding the functionality of the equipment with constant steam injection, increasing the operational reliability of downhole equipment as a result of refusal from an electromechanical drive, improving the safe working conditions at the installation by eliminating the need for depressurization ation wellhead, improvement conversion into useful work expended energy extraction oil by the most complete and rational use of energy supplied steam.
Поставленная техническая задача решается способом для подъема нефти или теплового воздействия на пласт, включающим непрерывающуюся и непрекращающуюся во время нормальной эксплуатации скважины указанным способом закачку рабочего агента в парообразном состоянии по соответствующей колонне труб в рабочую камеру с отбором продукции пласта в рабочую камеру через всасывающие клапаны из забоя скважины, чередующимся с подъемом продукции пласта по соответствующей колонне труб через основной нагнетательный клапан типа предохранительного на дневную поверхность, или периодическое нагнетание рабочего агента через рабочую камеру и внутрискважинное пространство в пласт с отключением отбора в рабочую камеру и подъема продукции пласта на дневную поверхность.The stated technical problem is solved by a method for raising oil or thermal effects on the formation, including continuous and continuous during normal operation of the well in this way, the injection of the working agent in the vapor state through the corresponding pipe string into the working chamber with the selection of formation products into the working chamber through the suction valves from the bottom wells, alternating with the rise of formation products along the corresponding pipe string through the main pressure relief valve type day surface, or periodic injection of working fluid through the working chamber and the space in the downhole formation sampling to disconnect the working chamber and lifting the product reservoir to the surface.
Новым является то, что нагнетание рабочего агента производят в пласт с перекрытием на устье скважины колонны труб для прохода поднимаемой жидкости через рабочую камеру и дополнительный нагнетательный клапан, настроенный на давление настройки для открытия большее, чем давление настройки для открытия основного нагнетательного клапана, причем циклические подъемы продукции пласта и отборы его в рабочую камеру осуществляют при постоянной подаче рабочего агента в камеру вытеснения через дроссель, обеспечивающий нелинейное изменение и ограничение расхода подаваемого рабочего агента, поступающего в конденсационную камеру, при падении давления в камере в результате открытия гидравлического реле до давления на забое скважины для обеспечения поступления продукции пласта через всасывающий клапан в камеру.What is new is that the injection of the working agent is carried out into the formation with overlapping at the wellhead of the pipe string for the passage of the liquid to be lifted through the working chamber and an additional discharge valve tuned to a setting pressure to open greater than a setting pressure to open the main discharge valve, and cyclic lifts formation production and its selection in the working chamber is carried out with a constant supply of the working agent in the displacement chamber through the throttle, providing non-linear change and ogre the decrease in the flow rate of the supplied working agent entering the condensation chamber when the pressure in the chamber drops as a result of the opening of the hydraulic relay to the pressure at the bottom of the well to ensure the formation production through the suction valve into the chamber.
Поставленная задача решается устройством для подъема нефти или теплового воздействия на пласт, содержащим камеру вытеснения, колонны труб для прохода поднимаемой жидкости и подачи высокотемпературного рабочего агента в парообразном состоянии, а также приемный клапан, сообщенный с внутрискважинным пространством, и нагнетательный клапан, сообщенный с колонной труб для прохода поднимаемой жидкости.The problem is solved by a device for lifting oil or heat exposure to a formation containing a displacement chamber, pipe strings for passing the liquid to be lifted and supplying a high-temperature working agent in a vapor state, as well as a receiving valve in communication with the downhole space and a pressure valve in communication with the pipe string for passage of the lifted fluid.
Новым является то, что основной нагнетательный клапан настроен на давление открытия, которое определяется расчетным давлением в колонне труб для подачи высокотемпературного рабочего агента за вычетом противодавления в колонне труб для прохода поднимаемой жидкости, а рабочая камера снабжена дополнительным клапаном, сообщенным с внутрискважинным пространством и выполненным с возможностью открытия при давлении, превосходящем давление настройки открытия основного нагнетательного клапана, и гидравлическим реле, сообщенным с внутрискважинным пространством и выполненным с возможностью открытия при заполнении рабочей камеры рабочим агентом и закрытия при заполнении рабочей камеры продукцией пласта, а также дросселем, сообщенным с колонной труб для подачи рабочего агента и обеспечивающим нелинейное изменение и ограничение расхода подаваемого рабочего агента, поступающего в рабочую камеру, при падении давления до давления на забое скважины при открытии гидравлического реле для обеспечения поступления продукции пласта через приемный клапан в камеру при непрерывной подаче рабочего агента в ту же камеру, причем интервалы времени выдержки реле определяются: в открытом положении - временем заполнения рабочей камеры продукцией пласта, в закрытом положении - временем заполнения камеры рабочим агентом.What is new is that the main discharge valve is set to the opening pressure, which is determined by the design pressure in the pipe string for supplying the high-temperature working agent minus the back pressure in the pipe string for the passage of the fluid to be raised, and the working chamber is equipped with an additional valve in communication with the downhole space and made with the ability to open at a pressure higher than the pressure setting of the opening of the main discharge valve, and a hydraulic relay communicated with intracranial with a living space and made with the possibility of opening when filling the working chamber with a working agent and closing when filling the working chamber with formation products, as well as a throttle connected to the pipe string for supplying the working agent and providing non-linear change and limitation of the flow rate of the supplied working agent entering the working chamber, when the pressure drops to the pressure at the bottom of the well when opening the hydraulic relay to ensure the flow of formation products through the inlet valve into the chamber with continuous giving the working agent in the same chamber, wherein the time delay switch intervals are determined: in the open position - working chamber filling time reservoir production, in the closed position - working chamber filling time agent.
На чертеже представлена схема устройства для подъема нефти или теплового воздействия на пласт.The drawing shows a diagram of a device for lifting oil or thermal effects on the reservoir.
Устройство не имеет движущихся частей и включает в себя: рабочую камеру 1, блок всасывающих клапанов 2, блок нагнетательных клапанов 3. К рабочей камере 1 подсоединены колонна труб для подачи рабочего агента в парообразном состоянии - паропровод 4 и колонна труб для прохода поднимаемой жидкости - выкидная линия 5, дополнительный клапан 6 и гидравлическое реле 7. Высокотемпературный агент в парообразном состоянии (например: водяной пар) поступает в рабочую камеру 1 по паропроводу 4 через быстроразъемное соединение 8 и дроссель 9.The device does not have moving parts and includes: a
Дополнительный клапан 6 имеет разъемное соединение для подсоединения трубы необходимой длины для доставки пара в нужное место забоя (на черт. не показано). При доставке пара в пласт выкидную линию 5 перекрывают на дневной поверхности с помощью штатного запорного устройства.
Для разогрева пласта (на чертеже не показан) перекрывают выкидную линию 5 на устье скважины (на чертеже не показано), после чего пар по паропроводу 4 через быстроразъемное соединение 8, дроссель 9, камеру 1 и дополнительный клапан 6 подают во внутрискважинное пространство (на черт. не показано) и далее в пласт.To warm up the formation (not shown in the drawing), the
Для откачки жидкости из забоя выкидную линию 5 открывают, дополнительный клапан 6 автоматически закрыт до следующей закачки рабочего агента в пласт, так как его настраивают для открытия при давлении выше давления открытия нагнетательных клапанов 3. Нагнетание пара в рабочую камеру 1 осуществляют по паропроводу 4 через быстроразъемное соединение 8, дроссель 9, при этом циклически выполняются три последовательных процесса: нагнетание, всасывание и рекуперация теплоты в жидкости.To pump liquid from the bottom, the
Рабочий агент, поступающий в рабочую камеру 1, обменивается теплом с жидкостью, поступившей из забоя, до равновесной температуры, после чего в рабочей камере 1 образуется паровая фаза, и давление в камере растет до давления нагнетания, пар, расширяясь до давления в выкидной линии 5, совершает полезную работу по нагнетанию жидкости через нагнетательные клапаны 3 в выкидную линию 5 за счет упругих свойств пара. После нагнетания жидкости из рабочей камеры 1 гидравлическое реле 7 переходит в нормально открытое положение и гидравлически сообщает рабочую камеру 1 с забоем скважины (на черт. не показано), что приводит к резкому снижению давления в камере 1 и влечет нелинейное изменение и ограничение расхода пара через дроссель 9. В результате выравнивания давления в камере 1 и на забое скважины приемный клапан 2 типа обратного открывается, жидкая фаза продукции пласта из межтрубного пространства под действием гравитационных сил и пластового давления поступает в камеру 1 через приемный клапан 2 и реле 7. Дроссель 9 предназначен для нелинейного изменения и ограничения расхода подаваемого рабочего агента, поступающего в конденсационную камеру 1 при резком снижении давления при открытии гидравлического реле 7, что не позволяет компенсировать разряжение в камере 1 давлением нагнетаемого пара, а способствует его полной конденсации в результате тепло- и массообмена с пластовой жидкостью, что также содействует более интенсивному всасыванию продукции скважины из забоя и интенсификации тепло- и массообмена между паром и продукцией скважины. Время выдержки реле 7 в нормально открытом положении определяется объемом рабочей камеры 1 и временем заполнения камеры 1 жидкостью. После завершения процесса тепло- и массообмена между паром и жидкостью и одновременного заполнения камеры 1 пластовой жидкостью до установленного при настройке реле 7 уровня, реле 7 переходит в нормально закрытое положение, давление в камере 1 нелинейно растет за счет появления паровой фазы рабочего агента, происходит закрытие приемного клапана 2, давление пара после дросселя 9 нелинейно растет, давление в камере 1 достигает давления нагнетания и продукция через клапаны 3 и выкидную линию 5 поднимается на поверхность. После завершения процесса нагнетания и одновременного заполнения камеры 1 парообразным рабочим агентом до установленного при настройке реле 7 уровня, реле 7 переходит в нормально открытое положение. При дальнейшей и бесперебойной подаче пара по паропроводу в камеру 1 установка продолжит работать в автоматически продолжающемся циклическом режиме.The working agent entering the working
Для дополнительной закачки рабочего агента в пласт выкидную линию 5 перекрывают на устье, после чего пар по паропроводу 4 через быстроразъемное соединение 8, дроссель 9, камеру 1 и дополнительный клапан 6 подают во внутрис-кважинное пространство и далее в пласт. Для возобновления рабочего цикла подъема продукции скважины на дневную поверхность достаточно открыть выкидную линию 5. Любое переключение режимов работы устройства происходит без разгерметизации устья скважины.For additional injection of the working agent into the formation, the
Таким образом, предлагаемые способ и устройство для подъема нефти или теплового воздействия на пласт позволяют решить поставленную техническую задачу повышения эффективности использования скважин и оборудования при разработке залежей высоковязкой нефти и природных битумов тепловыми методами.Thus, the proposed method and device for lifting oil or thermal stimulation of the formation allows us to solve the technical problem of increasing the efficiency of the use of wells and equipment when developing deposits of high viscosity oil and natural bitumen by thermal methods.
Сокращение эксплуатационных затрат достигается возможностью выполнения одним устройством в автоматическом режиме двух функций, - закачку пара в пласт и откачку продукции на дневную поверхность, в результате чего исключается необходимость проведения спускоподъемных операций для смены режимов работы и технологических операций.Reducing operating costs is achieved by the ability to perform two functions with one device in an automatic mode, namely, steam injection into the formation and pumping of products to the surface, which eliminates the need for tripping operations to change operating modes and technological operations.
Сокращение эксплуатационных затрат достигается также за счет повышения эксплуатационной надежности скважинного оборудования, а именно за счет увеличения продолжительности безотказной работы ввиду отсутствия в конструкции устройства:The reduction in operating costs is also achieved by increasing the operational reliability of downhole equipment, namely by increasing the duration of uptime due to the lack of design of the device:
- движущихся составных частей и интенсивного износа в результате трения в условиях повышенного содержания в откачиваемой жидкости твердых частиц;- moving components and intense wear as a result of friction under conditions of increased solids content in the pumped liquid;
- погружного электропривода и электрических частей, подверженных перегреву;- submersible electric drive and electrical parts subject to overheating;
- штангового привода подверженного потере устойчивости и снижению циклической прочности в изогнутом профиле скважины;- a rod drive subject to loss of stability and a decrease in cyclic strength in a bent well profile;
- причин возникновения отказов оборудования в условиях возможности образования паровых пробок на забое.- causes of equipment failures in the face of the possibility of formation of steam plugs at the bottom.
Сокращение эксплуатационных затрат достигается также за счет рационального использования энергии рабочего агента, а именно за счет исключения случаев вынужденного проветривания скважины в отсутствие спускоподъемных операций, а также в основном за счет использования эффективных термодинамических процессов преобразования внешней и скрытой теплоты пара в полезную работу по подъему продукции скважины на дневную поверхность без механического привода.The reduction in operating costs is also achieved due to the rational use of the energy of the working agent, namely by eliminating the cases of forced ventilation of the well in the absence of tripping operations, and also mainly through the use of effective thermodynamic processes to convert external and latent heat of steam into useful work to raise well production on a day surface without a mechanical drive.
При этом из стоимости эксплуатации исключаются трудозатраты на многократное производство подземных ремонтов, потери от недобора нефти при вынужденном простое на ремонт и сопутствующие траты на транспортировку и перемещение оборудования для проведения спускоподъемных операций, в результате повышается полезная отдача скважин и оборудования, а также улучшаются условия безопасного труда из-за отсутствия возможности неконтролируемого выброса пара.At the same time, labor costs for the repeated production of underground repairs, losses due to oil shortages caused by downtime for repairs and associated expenses for transportation and relocation of equipment for hoisting operations are excluded from the cost of operation, as a result, the useful yield of wells and equipment is improved, and safe working conditions are improved due to the lack of the possibility of uncontrolled release of steam.
Предлагаемое изобретение позволяет повысить эффективность использования скважин и оборудования при разработке залежей высоковязкой нефти и природных битумов тепловыми методами на основе сокращения эксплуатационных затрат путем автоматизации при постоянной закачке пара и расширения функциональности оборудования, увеличения времени безотказной работы скважинного оборудования за счет отказа от электромеханического привода, повышения уровня безопасности работы на скважине за счет исключения необходимости разгерметизации устья скважины, повышения КПД устройства за счет усовершенствования преобразования в полезную работу затрачиваемой на добычу нефти энергии путем более полного и рационального использования энергии пара.The present invention improves the efficiency of the use of wells and equipment in the development of deposits of highly viscous oil and natural bitumen by thermal methods on the basis of reducing operating costs by automating continuous steam injection and expanding the functionality of the equipment, increasing the uptime of downhole equipment due to the rejection of the electromechanical drive, increasing the level safety work at the well by eliminating the need for depressurization of the mouth important, increasing the efficiency of the device by improving the conversion into useful work of energy spent on oil production through a more complete and efficient use of steam energy.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012119651/03A RU2498059C1 (en) | 2012-05-12 | 2012-05-12 | Method of oil lifting or thermal formation treatment and device for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012119651/03A RU2498059C1 (en) | 2012-05-12 | 2012-05-12 | Method of oil lifting or thermal formation treatment and device for its implementation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2498059C1 true RU2498059C1 (en) | 2013-11-10 |
Family
ID=49683179
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012119651/03A RU2498059C1 (en) | 2012-05-12 | 2012-05-12 | Method of oil lifting or thermal formation treatment and device for its implementation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2498059C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2683459C1 (en) * | 2018-04-18 | 2019-03-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Products lifting device with the steam-thermal effects on the formation |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU800418A1 (en) * | 1979-04-02 | 1981-01-30 | Всесоюзный Нефтегазовый Научно- Исследовательский Институт | Unit for raising viscous fluids |
RU2060378C1 (en) * | 1993-04-06 | 1996-05-20 | Александр Константинович Шевченко | Method for developing oil stratum |
RU2066744C1 (en) * | 1993-06-17 | 1996-09-20 | Александр Константинович Шевченко | Method for intensification of oil recovery |
RU2330950C1 (en) * | 2006-12-11 | 2008-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of high vicous oil and bitumen deposits development |
RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
US20100065268A1 (en) * | 2006-07-24 | 2010-03-18 | Uti Limited Partnership | In situ heavy oil and bitumen recovery process |
RU2431746C1 (en) * | 2010-04-29 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of double well head horizontal wells |
CN102268983A (en) * | 2011-06-23 | 2011-12-07 | 李剑 | Mixed mining method capable of improving recovery ratio of thick oil in shallow oil reservoir |
-
2012
- 2012-05-12 RU RU2012119651/03A patent/RU2498059C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU800418A1 (en) * | 1979-04-02 | 1981-01-30 | Всесоюзный Нефтегазовый Научно- Исследовательский Институт | Unit for raising viscous fluids |
RU2060378C1 (en) * | 1993-04-06 | 1996-05-20 | Александр Константинович Шевченко | Method for developing oil stratum |
RU2066744C1 (en) * | 1993-06-17 | 1996-09-20 | Александр Константинович Шевченко | Method for intensification of oil recovery |
US20100065268A1 (en) * | 2006-07-24 | 2010-03-18 | Uti Limited Partnership | In situ heavy oil and bitumen recovery process |
RU2330950C1 (en) * | 2006-12-11 | 2008-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of high vicous oil and bitumen deposits development |
RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
RU2431746C1 (en) * | 2010-04-29 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of double well head horizontal wells |
CN102268983A (en) * | 2011-06-23 | 2011-12-07 | 李剑 | Mixed mining method capable of improving recovery ratio of thick oil in shallow oil reservoir |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2683459C1 (en) * | 2018-04-18 | 2019-03-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Products lifting device with the steam-thermal effects on the formation |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN105804680B (en) | A kind of oil gas field workover operation device with pressure and method | |
CN204899812U (en) | Annular space ftercompction pressure release automatic control equipment | |
RU2553689C1 (en) | Method of oil well operation | |
RU2421602C1 (en) | Procedure for well operation | |
RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
CN102425403A (en) | Method for determining setting depth of coaxial double hollow sucker rods | |
RU2498059C1 (en) | Method of oil lifting or thermal formation treatment and device for its implementation | |
RU2361115C1 (en) | Bottomhole pump set for product lifting along well flow string | |
RU2498058C1 (en) | Oil-well sucker-rod pumping unit for water pumping to stratum | |
CN202810812U (en) | An oil extraction pipe column lifting thickened oil with steam power | |
RU2513896C1 (en) | Method of dual operation of two strata with one well | |
EA005614B1 (en) | Gas turbine for oil lifting | |
RU2395677C1 (en) | Thermal stimulator for heavy and bituminous oil reservoir | |
RU2501976C1 (en) | Device for product lifting at thermal influence on formation | |
RU2441975C1 (en) | Methods of well killing within the severe environment of gas and gas-condensate wells | |
RU2535765C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
RU131075U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS SEPARATE PRODUCTION AND PUMPING IN ONE WELL | |
RU74163U1 (en) | Borehole PUMPING PLANT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION | |
RU2582363C1 (en) | Method for thermal effect on bottomhole formation zone with high-viscosity oil and device therefor | |
RU2339808C1 (en) | Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit | |
RU2595032C1 (en) | Downhole pump unit for production of bituminous oil | |
RU2516077C1 (en) | Method for construction and operation of vertical well for steam assisted gravity drainage of high-viscosity oil or bitumen | |
RU2678284C2 (en) | Device for extraction of high-viscosity oil from deep wells | |
RU164020U1 (en) | PUMP UNIT WITH THERMAL INSULATED COLUMN HOLLOW BAR | |
RU2796714C1 (en) | Operation method of plug-in borehole rod pump |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190513 |