RU2524702C1 - Operation of permafrost zone oil deposit - Google Patents
Operation of permafrost zone oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2524702C1 RU2524702C1 RU2013113863/03A RU2013113863A RU2524702C1 RU 2524702 C1 RU2524702 C1 RU 2524702C1 RU 2013113863/03 A RU2013113863/03 A RU 2013113863/03A RU 2013113863 A RU2013113863 A RU 2013113863A RU 2524702 C1 RU2524702 C1 RU 2524702C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- pressure
- reservoir
- paraffins
- saturation
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу эксплуатации месторождений с углеводородами, насыщенными парафином, и находящихся в зоне вечной мерзлоты.The invention relates to the oil industry, in particular to a method of operating deposits with hydrocarbons saturated with paraffin, and located in the permafrost zone.
Известен способ разработки нефтяных месторождений, содержащих парафинистую нефть, и заключающийся в нагнетании в пласт нагретой воды [Патент РФ 2034137. «Способ разработки залежи парафинистой нефти», заявл. 24.12.1992; опубл. 30.04.1995].There is a method of developing oil fields containing paraffin oil, and which consists in injecting heated water into the reservoir [RF Patent 2034137. “Method for developing a paraffin oil deposit”, stated 12/24/1992; publ. 04/30/1995].
Недостатком этого способа является необходимость создания на месторождении системы поддержания пластовой температуры (ППТ), что связано с организацией сложного энергетического хозяйства. При реализации такой системы увеличивается себестоимость добываемой нефти вследствие роста энергетических затрат.The disadvantage of this method is the need to create a reservoir temperature maintenance system (PPT), which is associated with the organization of a complex energy economy. When implementing such a system, the cost of extracted oil increases as a result of rising energy costs.
Известен также способ разработки залежи в зоне вечной мерзлоты, 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 нефти 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 [Патент РФ 2118451 «Способ разработки залежи парафинистой нефти», заявл. 30.12.1996; опубл. 27.08.1998].There is also known a method of developing deposits in the permafrost zone, providing for the heating of water in the 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 oil. The length of the path of the pumped 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 the passage of water [RF Patent 2118451 "Method for the development of deposits of paraffin oil", stated 12/30/1996; publ. 08/27/1998].
Недостатком данного способа является также создание системы поддержания пластовой температуры (ППТ) и необходимость термостатирования скважин по всей глубине залегания вечномерзлых пород. При этом увеличивается себестоимость добываемой нефти вследствие роста энергетических затрат и затрат на термостатирование скважин.The disadvantage of this method is the creation of a system for maintaining reservoir temperature (PPT) and the need for temperature control of wells throughout the depth of permafrost. At the same time, the cost of produced oil increases due to an increase in energy costs and the cost of temperature control of wells.
Недостатком вышеуказанных технических решений является то, что температура закачиваемой горячей воды должна быть такой, чтобы при попадании через нагнетательные скважины в пласт она была равна пластовой температуре или превосходила ее. При температуре ниже пластовой за счет больших объемов прокачки происходит медленное охлаждение пласта, что в свою очередь в конечном итоге приведет к кристаллизации растворенных в нефти твердых парафинов и осаждающихся на них асфальтенах и смолах, т.е. асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО). Происходит изменение фазового состояния пластовой нефти - образование жидкой и твердой фаз.The disadvantage of the above technical solutions is that the temperature of the injected hot water should be such that when it enters the formation through injection wells it is equal to or greater than the formation temperature. At temperatures below the formation temperature, due to large pumping volumes, the formation is slowly cooled, which in turn will ultimately lead to crystallization of solid paraffins dissolved in oil and asphaltenes and resins deposited on them, i.e. asphaltene-resin-paraffin deposits (AFS). There is a change in the phase state of reservoir oil - the formation of liquid and solid phases.
Оба вышеуказанных технических решения обеспечивают разработку нефтяных месторождений с высокопарафинистыми нефтями (содержание парафина от 20 до 30%), характеризующихся тем, что пластовые нефти являются концентрированным раствором твердых парафинов в нефти, т.е. их концентрация уже близка к состоянию насыщенного раствора, а пластовая температура близка к температуре насыщения нефти парафином.Both of the above technical solutions provide the development of oil fields with high-paraffin oils (paraffin content from 20 to 30%), characterized in that reservoir oils are a concentrated solution of solid paraffins in oil, i.e. their concentration is already close to the state of a saturated solution, and the reservoir temperature is close to the temperature of saturation of oil with paraffin.
Вышеуказанные технические решения отличаются от предлагаемого решения тем, что предлагаемое решение реализуется в условиях залегания вечномерзлых пород, при низких пластовых температурах, для нефтей предельно насыщенных парафином без применения горячей воды. В пласт при определенных условиях закачивается холодная вода для поддержания и регулирования пластового давления (Pпл), не допуская снижения пластового давления до величины, равной давлению насыщения нефти газом (Рнас).The above technical solutions differ from the proposed solution in that the proposed solution is implemented in permafrost, at low formation temperatures, for oils extremely saturated with paraffin without using hot water. Under certain conditions, cold water is pumped into the reservoir to maintain and control the reservoir pressure (P pl ), not allowing the reservoir pressure to decrease to a value equal to the pressure of oil saturation with gas (P us ).
Основной особенностью данного типа месторождений является то, что несмотря на небольшую концентрацию растворенных в нефти высокомолекулярных парафиновых углеводородов пластовая нефть в условиях залегания в зоне вечномерзлых пород является фактически раствором парафинов в нефти близким к насыщенному раствору.The main feature of this type of deposits is that, despite the small concentration of high molecular weight paraffin hydrocarbons dissolved in oil, the reservoir oil under conditions of occurrence in the permafrost zone is actually a solution of paraffins in oil close to a saturated solution.
В связи с этим в изобретении решается задача добычи углеводородов в условиях залегания месторождений в зоне вечной мерзлоты, не нарушая фазового состояния пластового флюида.In this regard, the invention solves the problem of hydrocarbon production in the conditions of occurrence of deposits in the permafrost zone, without violating the phase state of the formation fluid.
Задача решается тем, что в способе эксплуатации нефтяных месторождений, насыщенных парафиновыми углеводородами и находящихся в зоне распространения вечной мерзлоты, для предотвращения образования твердой фазы, включающей парафиновые отложения, образующиеся при снижении пластового давления ниже давления насыщения из-за выделения растворенного газа, предварительно по разработанной авторами методике определяются условия образования твердой фазы, что позволяет за счет регулирования уровня добычи нефти, за счет подбора режима эксплуатации скважин при отборе нефти добывать однофазную пластовую нефть.The problem is solved in that in the method of exploitation of oil fields saturated with paraffin hydrocarbons and located in the permafrost propagation zone, to prevent the formation of a solid phase including paraffin deposits formed when the reservoir pressure decreases below the saturation pressure due to the release of dissolved gas, previously developed the authors of the method determine the conditions for the formation of a solid phase, which allows, by regulating the level of oil production, by selecting the operating mode wells during oil extraction to produce single-phase reservoir oil.
В разработанной авторами оригинальной методике по выявлению фазового состояния парафинов растворенных в нефти [Ашмян К.Д., Ковалева О.В., Никитина И.Н. Методика оценки фазового состояния парафинов в пластовых нефтях // Вестник ЦКР Роснедра. - 2011. - №6. - С.11-14] учитывается не только изменение фазового состояния при изменении температуры пласта, но и влияние изменения давления и газосодержания пластовой нефти на фазовое состояние пластовой нефти при разработке. Регулярный контроль за изменением температуры насыщения нефти парафином в узком для данного типа нефтяных месторождений диапазоне позволяет оценивать насыщенность пластовой нефти парафином (Δ=tпл-tнас.пл) и вести разработку без применения специального (термостатированного) скважинного оборудования.In the original method developed by the authors to identify the phase state of paraffins dissolved in oil [KA Ashmyan, OV Kovaleva, I.N. Nikitina Methodology for assessing the phase state of paraffins in reservoir oils // Bulletin of the Central Testing Commission of Rosnedra. - 2011. - No. 6. - S.11-14] not only the change in the phase state when the temperature of the reservoir is taken into account, but also the effect of changes in the pressure and gas content of the reservoir oil on the phase state of the reservoir oil during development. Regular monitoring of the change in the temperature of oil saturation with paraffin in a narrow range for a given type of oil field allows estimating the saturation of formation oil with paraffin (Δ = t pl -t us.pl ) and conducting development without the use of special (thermostated) downhole equipment.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Существует целый класс нефтяных месторождений, расположенных в зоне вечномерзлых пород, нефти которых насыщены парафином. Отличительной особенностью этих месторождений является то, что нефтяные месторождения, залегающие в условиях вечной мерзлоты, как правило, находятся в пластовых условиях в насыщенном состоянии, т.е. пластовое давление и давление насыщения нефти газом, в основном, близки или даже равны между собой. Содержащийся в нефти парафин также находится в насыщенном состоянии, несмотря на то, что количество парафина не превышает 2% по массе, минерализация пластовых вод так же практически представляет насыщенный солевой раствор. То есть это очень критичная к любому воздействию природная однофазная система.There is a whole class of oil fields located in the zone of permafrost, the oils of which are saturated with paraffin. A distinctive feature of these fields is that oil fields occurring in permafrost conditions are, as a rule, in reservoir conditions in a saturated state, i.e. reservoir pressure and oil saturation pressure of gas are basically close or even equal to each other. The paraffin contained in the oil is also in a saturated state, despite the fact that the amount of paraffin does not exceed 2% by weight, the mineralization of formation water also practically represents a saturated saline solution. That is, it is a natural single-phase system that is very critical to any effect.
Так, при снижении пластового давления ниже давления насыщения из пластовой нефти (содержащей растворенный газ и являющейся насыщенным раствором твердых парафинов в нефти) выделяется газовая фаза, при этом общий объем жидкой фазы уменьшается, но при этом автоматически увеличивается количество твердых парафинов в единице объема жидкой фазы (нефти).So, when the reservoir pressure decreases below the saturation pressure, the gas phase is released from the reservoir oil (containing dissolved gas and being a saturated solution of solid paraffins in oil), while the total volume of the liquid phase decreases, but the amount of solid paraffins per unit volume of the liquid phase automatically increases (oil).
До снижения давления концентрация твердых парафинов в нефти была предельной для данных условий залегания (пластового давления и пластовой температуры). После снижения пластового давления в силу вышеуказанных причин раствор твердых парафинов в нефти становится перенасыщенным и из него выпадает твердая фаза, т.н. ″парафин″.Prior to the pressure decrease, the concentration of solid paraffins in oil was the limiting for these bedding conditions (reservoir pressure and reservoir temperature). After the reservoir pressure decreases, for the above reasons, the solution of solid paraffins in oil becomes oversaturated and a solid phase precipitates from it, the so-called "paraffin".
Данный механизм изменения содержания растворенных в нефти компонентов будет продолжаться при снижении пластового давления независимо от количества содержащегося в нефти ″парафина″, т.к. раствор твердого парафина в нефти будет всегда становиться из насыщенного перенасыщенным. Малые концентрации содержащихся в нефти парафинов не являются определяющими в общепринятом понимании того, что данный раствор недонасыщен парафинами.This mechanism of changing the content of components dissolved in oil will continue with a decrease in reservoir pressure, regardless of the amount of “paraffin” contained in the oil, because a solution of solid paraffin in oil will always become saturated from saturated. Low concentrations of paraffins contained in oil are not determinative in the generally accepted understanding that this solution is undersaturated with paraffins.
Фазовое состояние системы: газ - жидкость - твердая фаза пластовой нефти в соответствии с теорией фазовых равновесий зависит от давления, температуры и состава фаз. Изменение одного из этих параметров отражается на фазовом состоянии системы в целом, т.е. система будет всегда стремиться к равновесию.The phase state of the system: gas - liquid - solid phase of reservoir oil in accordance with the theory of phase equilibria depends on pressure, temperature and phase composition. A change in one of these parameters affects the phase state of the system as a whole, i.e. the system will always strive for balance.
Знание параметров, характеризующих текущее состояние залежи, а также проведение предварительного расчета поведения пластовой системы по разработанной авторами методике позволяет оценить процесс изменения фазового состояния насыщенной пластовой системы, а именно выделения из нефти растворенного газа, и как следствие, выпадения твердой фазы ″парафина″.The knowledge of the parameters characterizing the current state of the reservoir, as well as the preliminary calculation of the behavior of the reservoir system according to the method developed by the authors, allows us to evaluate the process of changing the phase state of the saturated reservoir system, namely, the release of dissolved gas from oil, and as a result, the precipitation of the solid phase “paraffin”.
Указанная в изобретении задача достигается тем, что, используя методику, впервые в условиях залегания нефтей в зоне вечной мерзлоты, которые характеризуются низкими пластовыми температурами +8+12°C, а также небольшим содержанием парафинов от 0,5 до 2% по массе, получена возможность предварительно рассчитать условия изменения фазового состояния залежи в целом, а также в призабойной зоне и в стволе скважины, т.е. определить условия выделения твердой фазы (парафинов) из нефти, тем самым установить режим эксплуатации месторождения, исключающий выделение газа, при условии, когда пластовое давление ниже давления насыщения газом (Pпл<Pнас), что в условиях вечной мерзлоты приводит к необратимым отрицательным последствиям.The task specified in the invention is achieved by the fact that, using the technique, for the first time in the occurrence of oil in the permafrost zone, which are characterized by low reservoir temperatures + 8 + 12 ° C, as well as a low paraffin content from 0.5 to 2% by weight, obtained the ability to pre-calculate the conditions for changing the phase state of the reservoir as a whole, as well as in the bottomhole zone and in the wellbore, i.e. determine the conditions for the separation of the solid phase (paraffins) from oil, thereby establishing a field operating regime that excludes gas evolution, provided that the reservoir pressure is lower than the gas saturation pressure (P PL <P us ), which under permafrost conditions leads to irreversible negative consequences .
Контроль над фазовым состоянием пластовой нефти позволяет отказаться от использования технических устройств, призванных бороться с результатом неконтролируемого изменения фазового состояния пластовой нефти, т.е. данное явление возможно предотвратить за счет учета физико-химических свойств пластовой нефти.Control over the phase state of the reservoir oil eliminates the use of technical devices designed to combat the result of an uncontrolled change in the phase state of the reservoir oil, i.e. this phenomenon can be prevented by taking into account the physicochemical properties of reservoir oil.
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
Из указанной методики известно, что для соблюдения условия фазового равновесия в однофазной области (пластовая нефть содержит растворенный газ и растворенные твердые парафины) должны соблюдаться условия уравнений (1).From this technique it is known that in order to comply with the phase equilibrium conditions in the single-phase region (reservoir oil contains dissolved gas and dissolved solid paraffins), the conditions of equations (1) must be met.
где:Where:
Δt - насыщенность пластовой нефти парафином;Δt is the saturation of formation oil with paraffin;
tпл - пластовая температура;t PL - reservoir temperature;
tнас. пл. нефти - температура насыщения пластовой нефти парафином.t us. pl. oil - the saturation temperature of reservoir oil with paraffin.
Температура насыщения нефти парафином - это температура, при которой нефть из однофазного жидкого состояния переходит в двухфазное: жидкость + твердая фаза (″парафин″).The temperature of oil saturation with paraffin is the temperature at which oil passes from a single-phase liquid state into a two-phase state: liquid + solid phase (″ paraffin ″).
Температура насыщения нефти парафином - комплексный параметр, зависящий от температуры, давления, газосодержания, состава высокомолекулярных парафинов и соотношения компонентов в АСПО.The temperature of oil saturation with paraffin is a complex parameter that depends on temperature, pressure, gas content, the composition of high molecular paraffins and the ratio of components in paraffin wax.
В существующих известных технических решениях учитывается только влияние температуры нагнетаемой для поддержания пластовой температуры воды, чтобы поддержать соотношения tпл>tнас. пл. нефти [1], т.е. температура закачиваемой воды не должна быть ниже пластовой, что собственно и обеспечивает условия, при которых в нефтяном пласте не образуется вторая фаза - выделившийся из нефти парафин.In existing known technical solutions, only the influence of the temperature of the water injected to maintain the formation temperature of the water is taken into account in order to maintain the ratio t pl > t us. pl. oil [1], ie the temperature of the injected water should not be lower than the formation temperature, which in fact provides the conditions under which the second phase does not form in the oil reservoir - paraffin released from the oil.
В начале разработки месторождения определение условий выделения АСПО из пластовой нефти проводится по методике оценки фазового состояния парафинов в пластовых нефтях и заключается в следующем.At the beginning of field development, the determination of the conditions for the separation of paraffin from reservoir oil is carried out according to the methodology for assessing the phase state of paraffins in reservoir oils and is as follows.
1. Предварительное выявление залежей, нефти которых насыщены или близки к насыщению парафином, осуществляют с использованием уравнения:1. Preliminary identification of deposits whose oils are saturated or close to saturation with paraffin, is carried out using the equation:
где:Where:
tнас. дег. - температура насыщения дегазированной нефти парафином;t us. money. - the saturation temperature of degassed oil with paraffin;
C - содержание парафина в нефти, % масс. (для малопарафинистых, парафинистых и высокопарафинистых нефтей в диапазоне массового содержания парафина в нефти от 1,5 до 30%)C is the paraffin content in oil,% mass. (for low-paraffin, paraffin and high-paraffin oils in the range of the mass content of paraffin in oil from 1.5 to 30%)
2. Оценка влияния давления и количества растворенного в нефти газа при пластовых условиях выполняется по уравнению:2. Assessment of the effect of pressure and the amount of gas dissolved in oil under reservoir conditions is performed according to the equation:
где:Where:
P - текущее пластовое давление, МПа,P - current reservoir pressure, MPa,
G - газосодержание пластовой нефти, м3/м3.G - gas content of reservoir oil, m 3 / m 3 .
Коэффициенты 0,2 (в координатах °C/МПа) для давления и 0,1 (в координатах °C·м3/м3) для газосодержания являются коэффициентами корреляции, которые были получены при обработке данных для различных месторождений, при выявлении зависимости влияния давления и газосодержания на температуру насыщения нефти парафином.The coefficients of 0.2 (in ° C / MPa coordinates) for pressure and 0.1 (in ° C · m 3 / m 3 coordinates) for gas content are the correlation coefficients that were obtained when processing data for various fields, when determining the dependence of influence pressure and gas content at the temperature of oil saturation with paraffin.
Величина среднеквадратичного отклонения:The standard deviation value:
- коэффициента, учитывающего влияние на температуру насыщения нефти парафином, не превышает 2%;- coefficient taking into account the effect on the temperature of oil saturation with paraffin does not exceed 2%;
- коэффициента, учитывающего влияние газосодержания, не превышает 5%.- coefficient taking into account the effect of gas content does not exceed 5%.
Состояние нефти в пласте характеризуется температурой насыщения ее парафином tнас. пл. нефти (°C), а условия ее залегания - пластовой температурой tпл (°C). Разность значений этих параметров характеризует величину насыщенности нефти парафином в пластовых условиях Δ=tпл.-tнас.пл.нефти. На практике принято, что при Δ, равной 0°C, нефть насыщена парафином; при Δ≥10°C - нефть близка к насыщению парафином; при Δ≥10°C - нефть недонасыщена парафином.The state of oil in the reservoir is characterized by its saturation temperature t us. pl. oil (° C), and the conditions of its occurrence - reservoir temperature t PL (° C). The difference in the values of these parameters characterizes the amount of oil saturation with paraffin under reservoir conditions Δ = t pl. -t oil floor In practice, it is accepted that at Δ equal to 0 ° C, the oil is saturated with paraffin; at Δ≥10 ° C - oil is close to saturation with paraffin; at Δ≥10 ° C - the oil is undersaturated with paraffin.
Используя вышеприведенные уравнения (2) и (3), были проведены расчеты фазового состояния парафинов в пластовых нефтях на ряде месторождений Восточной Сибири (см. Таблицу), расположенных в зоне вечномерзлых пород с аномально низкими пластовыми температурами. Содержание парафинов в нефтях находится в диапазоне 1,41÷2,52 по массе. Расчеты показывают, что вышеуказанные нефтяные залежи находятся в состоянии, близком к насыщенному, т.е. Δ=tпл-tнас. пл. нефти находится в пределах 10÷12°C, а ботуобинский горизонт Среднеботуобинского месторождения уже является предельно насыщенным раствором парафина в нефти (Δ=-7°C), так же как и Осинский участок Талаканского месторождения, где Δ=-1°C и Δ=-5°C, т.е. выпадение ″парафина″ при вышеуказанных условиях уже произошло. При этом пластовое давление близко к давлению насыщения газом (Pпл=10 МПа, а Pнас=9,17 МПа).Using the above equations (2) and (3), the phase state of paraffins in reservoir oils was calculated at a number of fields in Eastern Siberia (see the Table) located in the permafrost zone with abnormally low formation temperatures. The paraffin content in oils is in the range of 1.41 ÷ 2.52 by weight. Calculations show that the above oil deposits are in a state close to saturated, i.e. Δ = t pl -t us. pl. oil is within 10 ÷ 12 ° C, and the Botuobinsky horizon of the Srednebotuobinsky field is already an extremely saturated solution of paraffin in oil (Δ = -7 ° C), as well as the Osinsky section of the Talakan field, where Δ = -1 ° C and Δ = -5 ° C, i.e. precipitation of ″ paraffin ″ under the above conditions has already occurred. In this case, the reservoir pressure is close to the saturation pressure of the gas (P PL = 10 MPa, and P us = 9.17 MPa).
Отрицательное значение Δt показывает, что процесс образования твердой фазы уже прошел и в пластовых условиях существуют две фазы - жидкая и твердая.A negative value of Δt indicates that the process of formation of the solid phase has already passed and under reservoir conditions there are two phases - liquid and solid.
Для объективной оценки фазового состояния ″парафинов″ в пластовой нефти необходимо в расчетах принимать текущие значения пластового давления и газосодержания.For an objective assessment of the phase state of “paraffins” in reservoir oil, it is necessary to take the current values of reservoir pressure and gas content in the calculations.
Таким образом, при эксплуатации нефтяного месторождения необходимо учитывать фазовое состояние твердых парафиновых углеводородов в пластовой нефти.Thus, when operating an oil field, it is necessary to take into account the phase state of solid paraffin hydrocarbons in the reservoir oil.
Технический эффект предлагаемого способа заключается в экономии энергоресурсов за счет закачки холодной воды и использовании обычных нетермостатируемых скважин, в преодолении недостатков, характерных при выпадении твердой фазы (АСПО), - снижении фильтрационных характеристик и, как следствие, уменьшении добычи нефти, а также ликвидации затрат на чистку парафиновых отложений в скважинном оборудовании.The technical effect of the proposed method is to save energy through the injection of cold water and the use of conventional non-thermostatically controlled wells, to overcome the disadvantages characteristic of the precipitation of the solid phase (AFS), to reduce filtration characteristics and, consequently, reduce oil production, as well as eliminate costs cleaning paraffin deposits in downhole equipment.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013113863/03A RU2524702C1 (en) | 2013-03-28 | 2013-03-28 | Operation of permafrost zone oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013113863/03A RU2524702C1 (en) | 2013-03-28 | 2013-03-28 | Operation of permafrost zone oil deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2524702C1 true RU2524702C1 (en) | 2014-08-10 |
Family
ID=51355085
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013113863/03A RU2524702C1 (en) | 2013-03-28 | 2013-03-28 | Operation of permafrost zone oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2524702C1 (en) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4465137A (en) * | 1982-06-25 | 1984-08-14 | Texaco Inc. | Varying temperature oil recovery method |
| SU1357655A1 (en) * | 1986-07-23 | 1987-12-07 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектно-Изыскательский Институт Трубного "Гидротранспорта " Вниипигидротрубопровод" | Method of transporting highly viscous and solidifying petroleums |
| SU1745902A1 (en) * | 1989-09-14 | 1992-07-07 | Западно-Сибирский научно-исследовательский геологоразведочный нефтяной институт | Method of wheel operation |
| RU2079639C1 (en) * | 1995-06-28 | 1997-05-20 | Научно-исследовательский и проектный институт "Севернипигаз" | Method of development of oil-gas-condensate deposits |
| RU2098615C1 (en) * | 1995-03-06 | 1997-12-10 | Казанский государственный технический университет им.А.Н.Туполева | Installation for extracting heavy viscous oil |
| RU2118451C1 (en) * | 1996-12-30 | 1998-08-27 | Открытое акционерное общество Научно-техническая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "Нефтеотдача" | Method for development of paraffined oil deposit |
| RU2386009C2 (en) * | 2008-04-14 | 2010-04-10 | Вадим Викторович Емельянов | Adiabatic column |
-
2013
- 2013-03-28 RU RU2013113863/03A patent/RU2524702C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4465137A (en) * | 1982-06-25 | 1984-08-14 | Texaco Inc. | Varying temperature oil recovery method |
| SU1357655A1 (en) * | 1986-07-23 | 1987-12-07 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектно-Изыскательский Институт Трубного "Гидротранспорта " Вниипигидротрубопровод" | Method of transporting highly viscous and solidifying petroleums |
| SU1745902A1 (en) * | 1989-09-14 | 1992-07-07 | Западно-Сибирский научно-исследовательский геологоразведочный нефтяной институт | Method of wheel operation |
| RU2098615C1 (en) * | 1995-03-06 | 1997-12-10 | Казанский государственный технический университет им.А.Н.Туполева | Installation for extracting heavy viscous oil |
| RU2079639C1 (en) * | 1995-06-28 | 1997-05-20 | Научно-исследовательский и проектный институт "Севернипигаз" | Method of development of oil-gas-condensate deposits |
| RU2118451C1 (en) * | 1996-12-30 | 1998-08-27 | Открытое акционерное общество Научно-техническая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "Нефтеотдача" | Method for development of paraffined oil deposit |
| RU2386009C2 (en) * | 2008-04-14 | 2010-04-10 | Вадим Викторович Емельянов | Adiabatic column |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Vazquez et al. | Non-aqueous vs aqueous overflush scale inhibitor squeeze treatment in an oilfield offshore Norway | |
| Frauenfeld et al. | Numerical simulation and economic evaluation of hybrid solvent processes | |
| AlSofi et al. | Assessment of enhanced-oil-recovery-chemicals production and its potential effect on upstream facilities | |
| Wang et al. | Performance of a good‐emulsification‐oriented surfactant‐polymer system in emulsifying and recovering heavy oil | |
| Buciak et al. | Polymer flooding pilot learning curve: 5+ years experience to reduce cost per incremental oil barrel | |
| Le et al. | Productivity loss in gas wells caused by salt deposition | |
| RU2524702C1 (en) | Operation of permafrost zone oil deposit | |
| Wang et al. | Impact of water cut on asphaltene deposition tendency | |
| Martyushev | Modeling and prediction of asphaltene-resin-paraffinic substances deposits in oil production wells | |
| Borden | The challenges of processing and transporting heavy crude | |
| Stavland | How to Apply the flow velocity as a Design Criterion in RPM Treatments | |
| RU2490437C1 (en) | Procedure for development of hydrocarbon deposit | |
| RU2643056C1 (en) | Method for development of pools of superheavy oil or natural bitumen | |
| US11691897B2 (en) | Water treatment for injection in hydrocarbon recovery | |
| Martyushev | Modeling and forecasting of paraffin settings on an existing extractive fund of oil deposits | |
| Sabzabadi et al. | Managing chemical flooding, and by-products with produced water re-injection (PWRI) system in offshore environment | |
| Fleming et al. | Development and implementation of a scale-management strategy for Oseberg Sør | |
| Elhaddad et al. | A new experimental method to prevent paraffin-wax formation on the crude oil wells: A field case study in Libya | |
| Kokal | Crude oil emulsions: everything you wanted to know but were afraid to ask | |
| Gladkov | Development of a new well-killing fluid based on oil-wetting agent Ng-1 for polymineral low-permeable reservoirs | |
| Belonogov et al. | Increase in intake capacity by dynamic operation of injection wells | |
| Michelett et al. | Onshore and Offshore EOR Applications in Brazil: A Review Study | |
| Ibrahim et al. | Thermochemical Solution for Removal of Organic Solids Deposit in and Around Wellbore and Production Tubing | |
| Furgier et al. | Formation Damage and the Importance of a Rigorous Diagnostic: a Case History in Nigeria Deep Water | |
| Bogaert et al. | Managing formation-damage risk from scale-inhibitor squeeze treatments in deepwater, subsea fields in the campos basin |