RU2620507C1 - Device for scavenger oil development - Google Patents
Device for scavenger oil development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2620507C1 RU2620507C1 RU2016121342A RU2016121342A RU2620507C1 RU 2620507 C1 RU2620507 C1 RU 2620507C1 RU 2016121342 A RU2016121342 A RU 2016121342A RU 2016121342 A RU2016121342 A RU 2016121342A RU 2620507 C1 RU2620507 C1 RU 2620507C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fuel
- developing
- air
- hard
- field
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B36/00—Heating, cooling, insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/02—Heating, cooling, insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using burners
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/243—Combustion in situ
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке вязкой нефти, парафиносодержащей нефти, битумов, нефти и керогенов из песчаных и глинистых пород нефтекерогеносодержащих месторождений. Также возможна добыча нефти и газа на морских месторождениях и в условиях вечной мерзлоты.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of viscous oil, paraffin oil, bitumen, oil and kerogens from sand and clay rocks of oil-containing deposits. It is also possible to produce oil and gas in offshore fields and in permafrost.
Высоковязкая и тяжелая нефть входят в категорию трудноизвлекаемых запасов, на долю которых сегодня приходится около 36% от общих объемов добычи нефти в Российской Федерации, а по прогнозам экспертов к 2020 году этот показатель вырастет до 77% от всей добычи. Для добычи одной тонны высоковязкой или тяжелой нефти необходимо ввести в разработку от двух до пяти раз больше трудноизвлекаемых запасов и пробурить в два - пять раз больше скважин по сравнению с залежами активных запасов. Коэффициент извлечения высоковязкой и тяжелой нефти, как правило, в 2-3 раза ниже коэффициента извлечения нефти, относящейся к активным запасам.Highly viscous and heavy oil are included in the category of hard-to-recover reserves, which today account for about 36% of the total oil production in the Russian Federation, and experts predict that by 2020 this figure will increase to 77% of all production. To produce one ton of highly viscous or heavy oil, it is necessary to put into development two to five times more hard-to-recover reserves and to drill two to five times more wells in comparison with active reserves. The extraction coefficient of high viscosity and heavy oil, as a rule, is 2-3 times lower than the recovery ratio of oil related to active reserves.
Другим, не менее значимым вызовом для российской нефтедобывающей индустрии является организация промышленной добычи нефти из Баженовской свиты. Баженовская свита представлена нефтематеринской породой, в которой еще не завершены процессы преобразования керогена в углеводороды. Высоконефтенасыщенные глинистые отложения Баженовской свиты имеют практически повсеместное распространение в пределах Западно-Сибирской низменности на площади более 1 млн квадратных километров. Суммарные геологические запасы нефти в них оцениваются в размере от 0,8 до 2,1 триллионов тонн, а потенциал прироста извлекаемых запасов нефти оценивается в размере не менее 30-40 млрд тонн. Глубина залегания породы Баженовской свиты - 2500-3000 метров. Толщина пласта - 10-40 метров. Температура пласта - 80-130 градуса по Цельсию. В связи с тем, что порода Баженовской свиты имеет сложные емкостные и фильтрационные свойства, коэффициент извлечения нефти из пласта Баженовской свиты при его разработке традиционными способами не превышает 3-5 процентов. С применением новых технологий теоретически достигает 49%.Another, no less significant challenge for the Russian oil industry is the organization of industrial oil production from the Bazhenov formation. The Bazhenov Formation is represented by the source rock, in which the processes of conversion of kerogen to hydrocarbons have not yet been completed. Highly saturated clay deposits of the Bazhenov Formation are almost ubiquitous within the West Siberian Lowland over an area of more than 1 million square kilometers. The total geological oil reserves in them are estimated at between 0.8 and 2.1 trillion tons, and the growth potential of recoverable oil reserves is estimated at no less than 30-40 billion tons. The depth of the Bazhenov Formation is 2500-3000 meters. The thickness of the layer is 10-40 meters. The temperature of the reservoir is 80-130 degrees Celsius. Due to the fact that the rock of the Bazhenov formation has complex capacitive and filtration properties, the coefficient of oil recovery from the Bazhenov formation during its development by traditional methods does not exceed 3-5 percent. With the use of new technologies theoretically reaches 49%.
Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки в пласт кислородосодержащей смеси, в котором для повышения эффективности нефтеизвлечения и безопасности проведения работ в призабойную зону нагнетательной скважины закачивают теплоноситель с температурой и в объеме, обеспечивающими полное потребление окислителя на стадии инициирования процесса (Авт. свид. СССР №1090060).There is a method of developing an oil deposit by injecting an oxygen-containing mixture into the reservoir, in which to increase the efficiency of oil recovery and the safety of work, a coolant is pumped into the bottom-hole zone of the injection well with a temperature and volume ensuring full consumption of the oxidizing agent at the process initiation stage (Auth. Certificate. USSR No. 1090060).
Этот способ гарантирует безопасность процесса только на стадии его инициирования. При перемещении тепловой волны по пласту в условиях маловязкой нефти и связанным с этим обстоятельством дефицитом топлива возможно проникновение кислорода в ненагретые участки пласта вплоть до стволов добывающих скважин. Все это провоцирует взрывоопасную ситуацию на объекте разработки.This method guarantees the safety of the process only at the stage of its initiation. When a heat wave moves through a formation under low-viscosity oil conditions and the fuel deficit associated with this circumstance, oxygen can penetrate into unheated sections of the formation, up to the trunks of production wells. All this provokes an explosive situation at the development site.
Кроме того, во всех известных способах разработки при выборе объекта воздействия не учитывается естественная энергетика месторождения, а на стадии инициирования процесса предполагается изменение термодинамики призабойной зоны внесением энергии извне (с поверхности), что не способствует достижению максимально возможной нефтеотдачи и существенно ухудшает экономичность при реализации известных способов.In addition, in all known development methods, the natural energy of the field is not taken into account when choosing the object of influence, and at the stage of the initiation of the process, it is assumed that the thermodynamics of the bottom-hole zone are changed by introducing energy from the outside (from the surface), which does not contribute to the achievement of the maximum possible oil recovery and significantly worsens the cost-effectiveness ways.
Известен способ разработки нефтяного месторождения по патент РФ на изобретение №2139421, опубл. 2010 г., в котором с целью увеличения нефтеотдачи месторождений легкой нефти предусматривается использовать термогазовое воздействие.A known method of developing an oil field according to the patent of the Russian Federation for the invention No. 2139421, publ. 2010, in which, in order to increase oil recovery of light oil fields, it is planned to use thermogas treatment.
Согласно известному способу сущность термогазового воздействия заключается в том, что в пласт через нагнетательную скважину закачивается кислородсодержащая смесь - воздух, который в результате самопроизвольных внутрипластовых окислительных процессов трансформируется в высокоэффективный вытесняющий агент, частично или полностью смешивающийся с вытесняемой нефтью. Такая трансформация обеспечивается как за счет образования СО2 в результате внутрипластовых окислительных процессов, так и за счет перехода легких фракций в газовую фазу под влиянием тепловой энергии, выделяемой в результате внутрипластовых окислительных процессов. Важным критерием реализации термогазового воздействия является уровень начальной пластовой температуры, которая согласно упомянутому выше способу должна превышать 65°C. Необходимость соблюдения такого условия определяется тем, что при этом интенсивность самопроизвольных внутрипластовых окислительных процессов обеспечивает практически полное потребление закачиваемого в пласт кислорода в зоне, размеры которой кратно меньше расстояний между скважинами. Это означает, что закачка кислородосодержащей смеси обеспечивает не только внутрипластовое формирование смешивающегося с вытесняемой нефтью вытесняющего агента, но и безопасность реализации процесса.According to the known method, the essence of thermogas exposure is that an oxygen-containing mixture is pumped into the formation through an injection well - air, which, as a result of spontaneous in-situ oxidation processes, is transformed into a highly effective displacing agent, partially or completely mixed with the displaced oil. Such a transformation is ensured both due to the formation of CO 2 as a result of in-situ oxidation processes, and due to the transition of light fractions into the gas phase under the influence of thermal energy released as a result of in-situ oxidation processes. An important criterion for the implementation of thermogas exposure is the level of the initial reservoir temperature, which according to the above method should exceed 65 ° C. The need to comply with this condition is determined by the fact that the intensity of spontaneous in-situ oxidation processes ensures almost complete consumption of oxygen injected into the formation in the zone, the dimensions of which are several times less than the distance between the wells. This means that the injection of an oxygen-containing mixture provides not only the in-situ formation of a displacing agent miscible with the displaced oil, but also the safety of the process.
Таким образом, предусмотренные известным способом условия реализации термогазового способа разработки позволяют обеспечить высокую эффективность вытеснения легкой нефти из охваченных дренированных зон нефтесодержащих пород.Thus, the conditions provided for by the known method for the implementation of the thermogas development method make it possible to ensure high efficiency of displacing light oil from the covered drained zones of oil-bearing rocks.
Однако согласно приведенным выше нетривиальным особенностям фильтрационно-емкостных свойств пород баженовской свиты и содержания в них углеводородов, традиционный подход к формированию системы разработки при любом методе воздействия не может обеспечить эффективное извлечение нефти. В этой связи следует, прежде всего, указать на отмеченный выше чрезвычайно широкий диапазон фильтрационно-емкостных характеристик литотипов пород баженовской свиты, неравномерность их развития как по латерали, так и по вертикали. Следствием такой неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пород баженовской свиты является неравномерность распространения зон дренирования, часто непредсказуемый характер их гидродинамической связи.However, according to the non-trivial features of the filtration-capacitive properties of the rocks of the Bazhenov formation and the hydrocarbon content in them, the traditional approach to the formation of a development system with any method of exposure cannot provide effective oil recovery. In this regard, it should first of all be pointed out to the extremely wide range of filtration-capacitive characteristics of lithotypes of rocks of the Bazhenov formation noted above, the unevenness of their development both laterally and vertically. The consequence of such heterogeneity of the reservoir properties of the rocks of the Bazhenov formation is the uneven distribution of drainage zones, often the unpredictable nature of their hydrodynamic connection.
Можно предположить, что такой нетривиальный характер коллектора баженовской свиты является одной из главных причин неудовлетворительных показателей эксплуатации месторождений баженовской свиты в предшествующие три десятилетия. Именно поэтому традиционное заводнение также оценивается как малоперспективный способ разработки таких месторождений.It can be assumed that such a non-trivial nature of the reservoir of the Bazhenov formation is one of the main reasons for the unsatisfactory performance of the fields of the Bazhenov formation in the previous three decades. That is why traditional waterflooding is also assessed as an unpromising way to develop such deposits.
В этой связи следует выделить отмеченную выше важную особенность месторождений баженовской свиты, согласно которой содержащаяся в матрице (микротрещиноватой части пород) легкая нефть практически не может быть извлечена при традиционных способах разработки (естественный режим, заводнение). Очевидно также, что этими методами невозможно вовлечь в разработку углеводородные ресурсы органического вещества - керогена.In this regard, it should be noted the important feature of the Bazhenov formation deposits noted above, according to which the light oil contained in the matrix (microcracked part of the rocks) can hardly be extracted using traditional development methods (natural mode, water flooding). It is also obvious that these methods cannot involve hydrocarbon resources of organic matter - kerogen.
Технология термогазового способа разработки месторождений легкой нефти с обычными коллекторами согласно упомянутого способа предусматривает формирование в пласте эффективного смешивающегося с нефтью вытесняющего агента за счет самопроизвольных внутрипластовых окислительных процессов при закачке в пласт воздуха. Поэтому основным критерием реализации такой технологии является начальная пластовая температура, уровень которой должен быть выше 65°C.The technology of the thermogas method for developing light oil fields with conventional reservoirs according to the aforementioned method provides for the formation of an effective displacing agent miscible with oil in the formation due to spontaneous in-situ oxidation processes when air is injected into the formation. Therefore, the main criterion for the implementation of this technology is the initial reservoir temperature, the level of which should be above 65 ° C.
Промысловый отечественный и мировой опыт подтвердил, что закачка в такие коллекторы воздуха действительно приводит к формированию в пласте эффективного вытесняющего агента, что обеспечивает достижение нефтеотдачи до 60% и выше на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.Field domestic and international experience has confirmed that the injection of air into such reservoirs actually leads to the formation of an effective displacing agent in the reservoir, which ensures oil recovery up to 60% and higher in fields with low permeability reservoirs.
Очевидно, что реализация термогазового воздействия на месторождениях баженовской свиты также может повысить эффективность извлечения нефти из дренируемых зон. Однако согласно сказанному выше этого недостаточно, ибо для эффективной разработки месторождений баженовской свиты необходимо обеспечить решение следующих задач:Obviously, the implementation of thermogas exposure in the fields of the Bazhenov formation can also increase the efficiency of oil recovery from drained zones. However, according to the above, this is not enough, because for the effective development of deposits of the Bazhenov formation it is necessary to provide the solution of the following problems:
- обеспечить максимально возможное извлечение легкой нефти из недренируемой матрицы, а также углеводородов из керогена, содержащегося как в недренируемых, так и в дренируемых породах;- to ensure the maximum possible extraction of light oil from the non-drained matrix, as well as hydrocarbons from kerogen, contained in both non-drained and drained rocks;
- обеспечить максимально возможное развитие зоны дренажа не только в матрице, но и в макротрещиноватых породах;- to ensure the maximum possible development of the drainage zone not only in the matrix, but also in macrocrack rocks;
- обеспечить эффективное вытеснение легкой нефти из дренируемых зон.- to ensure effective displacement of light oil from drained areas.
Для решения этих задач технология термогазового воздействия на породы баженовской свиты должна характеризоваться следующими параметрами:To solve these problems, the technology of thermogas impact on the rocks of the Bazhenov formation should be characterized by the following parameters:
- внутрипластовые окислительные процессы должны обеспечить формирование в дренируемых литотипах пород перемещающиеся зоны генерации тепла;- in-situ oxidation processes should ensure the formation in the drained lithotypes of rocks moving zones of heat generation;
- размеры зоны генерации тепла, скорость ее перемещения к добывающим скважинам, а также уровень температуры в ней должны обеспечить максимально возможный объем нефтекерогеносодержащей недренируемой матрицы до температуры не ниже 250-350°C, при которой согласно обобщенным экспериментальным данным извлекается не меньше 40-50% содержащейся в матрице легкой нефти.- the dimensions of the heat generation zone, the speed of its movement to the producing wells, as well as the temperature level in it should provide the maximum possible volume of oil-containing non-draining matrix to a temperature of at least 250-350 ° C, at which at least 40-50% is extracted according to generalized experimental data contained in the light oil matrix.
В этой связи следует подчеркнуть, что с увеличением размера тепловой оторочки увеличивается и размер зоны прогрева недренируемой зоны. Одновременно с увеличением скорости перемещения тепловой оторочки в дренируемой зоне уменьшается глубина прогрева примыкающей к ней недренируемой зоны.In this regard, it should be emphasized that with the increase in the size of the thermal rim, the size of the heating zone of the non-drained zone also increases. Simultaneously with an increase in the speed of movement of the thermal rim in the drained zone, the heating depth of the adjacent non-drained zone decreases.
В свою очередь размер теплогенерируемой оторочки в дренируемой зоне и скорость ее перемещения в значительной степени определяется темпом закачки кислородсодержащей смеси, в частности воздуха и воды, и водовоздушным отношением. При этом если темп закачки рабочих агентов приводит к увеличению размеров зоны теплогенерации, то водовоздушное отношение может приводить как к ее увеличению, так и ее сокращению.In turn, the size of the heat-generating rim in the drained zone and its speed of movement are largely determined by the rate of injection of the oxygen-containing mixture, in particular air and water, and the air-water ratio. Moreover, if the rate of injection of working agents leads to an increase in the size of the heat generation zone, then the water-air ratio can lead to both its increase and its reduction.
Известны способ и устройство для разработки вязкой нефти по патенту РФ на изобретение №2418944, МПК Е21В 43/04, опубл. 20.05.2011 г. (прототип).A known method and device for the development of viscous oil according to the patent of the Russian Federation for the invention No. 2418944, IPC
Устройство содержит подогреватель воды, емкости горючего и окислителя на поверхности, газогенератор, установленный в горизонтальной части обсадной колонны нагревательной скважины, соединенный трубопроводами с баками окислителя, горючего и нагревателем воды.The device comprises a water heater, fuel tanks and an oxidizing agent on the surface, a gas generator installed in the horizontal part of the casing of the heating well, connected by pipelines to the oxidizing tanks, fuel tanks and a water heater.
Принципиальная особенность предлагаемого способа разработки заключается в том, что величина водовоздушного отношения закачиваемых в дренируемые литотипы пород баженовской свиты воды и воздуха, темп и давление их нагнетания устанавливаются из условия необходимости прогрева до температур не ниже 250°C максимально возможного объема нефтекерогеносодержащей непроницаемой матрицы, окружающей охваченные дренированием теплогенерирующие зоны пласта. Реализация такого регулирования позволяет обеспечить не только эффективное смешивающееся вытеснение легкой нефти из дренируемых зон, но и ввод в активную разработку нефтекерогеносодержащих микропроницаемых зон.The principal feature of the proposed development method is that the air-water ratio of the water and air injected into the drained lithotypes of the rocks of the Bazhenov formation, the rate and pressure of their injection are determined from the condition that it is necessary to heat to the temperature not lower than 250 ° C the maximum possible volume of the oil-containing impenetrable matrix surrounding drainage heat-generating zones of the reservoir. The implementation of such regulation makes it possible to ensure not only effective miscible displacement of light oil from drained zones, but also the introduction into active development of oil-containing micropermeable zones.
В этой связи следует подчеркнуть, что нагнетание водовоздушной смеси позволяет реализовать не только внутрипластовые окислительные процессы, как это предусмотрено известным способом, но и обеспечить на этой основе смешивающееся вытеснение легкой нефти и тепловое воздействие, но одновременно и гидровоздействие. Как было отмечено выше, такое воздействие позволяет увеличить зону дренирования за счет создания дополнительных новых трещин и частичного раскрытия существующих микротрещин. Очевидно, что одновременное тепловое и гидровоздействие должно привести к синергетическому результату по расширению зоны дренирования и существенному увеличению ее фильтрационных характеристик.In this regard, it should be emphasized that the injection of a water-air mixture allows us to realize not only in-situ oxidation processes, as provided for in a known manner, but also provide on this basis a miscible displacement of light oil and thermal effects, but also hydraulic action. As noted above, this effect allows to increase the drainage zone due to the creation of additional new cracks and partial opening of existing microcracks. It is obvious that the simultaneous thermal and hydraulic effects should lead to a synergistic result in the expansion of the drainage zone and a significant increase in its filtration characteristics.
Задачей создания группы изобретений является получение максимально КПД горения в скважинном газогенераторе.The task of creating a group of inventions is to obtain the maximum combustion efficiency in a downhole gas generator.
Решение указанных задач достигнуто в устройстве для разработки месторождения трудноизвлекаемой нефти, содержащем бак горючего и систему подачи воздуха на поверхности, скважинный газогенератор, установленный в горизонтальной части обсадной колонны нагнетательной скважины, соединенный колтюбингом горючего с баком горючего, тем, что к выходу из колтюбинга горючего присоединен активатор горючего, выход которого соединен с входом скважинного газогенератора, при этом активатор горючего содержит два электрода, установленные в рабочей камере и соединенные высоковольтными проводами с источником высокого напряжения, устройство также содержит системы подвода газа Брауна в воздух, подаваемый в скважинный газогенератор и в горючее, подаваемое в скважинный газогенератор, при этом система подвода газа Брауна в воздух, подаваемый в скважинный газогенератор, содержит электролизер, заполненный водой, в котором установлены два электрода, присоединенные к источнику электроэнергии, а система подвода газа Брауна в горючее, подаваемое в скважинный генератор, содержит электролизер, заполненный водой, в котором установлены два электрода, присоединенные к источнику электроэнергии.The solution of these problems was achieved in a device for developing a field of hard-to-recover oil containing a fuel tank and an air supply system on the surface, a downhole gas generator installed in the horizontal part of the casing of the injection well, connected by coiled tubing of the fuel to the fuel tank, so that it is connected to the exit of the coiled tubing of the fuel a fuel activator, the output of which is connected to the inlet of the downhole gas generator, while the fuel activator contains two electrodes installed in the working chamber aere and connected by high-voltage wires to a high voltage source, the device also contains a system for supplying Brown gas to the air supplied to the downhole gas generator and fuel supplied to the downhole gas generator, while the system for supplying Brown gas to the air supplied to the downhole gas generator contains an electrolyzer, filled with water, in which two electrodes are installed, connected to a source of electricity, and the Brown gas supply system for fuel supplied to the downhole generator contains an electrolyzer filled with water, in which two electrodes are installed, connected to a source of electricity.
Функцию одного из электродов может выполнять корпус активатора горючего. Корпус активатора горючего может быть выполнен цилиндрическим.The function of one of the electrodes can be performed by a housing of a fuel activator. The housing of the fuel activator can be made cylindrical.
Активатор горючего может быть выполнен магнитным.The fuel activator can be made magnetic.
Активатор горючего может быть выполнен электрическим.The fuel activator can be made electric.
Перед входом скважинного газогенератора может быть установлен ионизатор воздуха, при этом ионизатор воздуха содержит два электрода, установленные в рабочей камере и соединенных высоковольтными проводами с источником высокого напряжения.An air ionizer can be installed in front of the inlet of the downhole gas generator, while the air ionizer contains two electrodes installed in the working chamber and connected by high voltage wires to a high voltage source.
Функцию одного из электродов может выполнять корпус ионизатора воздуха. Корпус ионизатора воздуха может быть выполнен цилиндрическим.The function of one of the electrodes can be performed by the air ionizer body. The housing of the air ionizer can be made cylindrical.
Устройство для разработки месторождения трудноизвлекаемой нефти может содержать блок управления.A device for developing a field of hard-to-recover oil may contain a control unit.
Блок управления может быть соединен электрическими связями с регуляторами. Устройство для разработки месторождения трудноизвлекаемой нефти может содержать датчики расхода горючего и воздуха, которые электрическими связями соединены с блоком управления.The control unit can be electrically connected to regulators. A device for developing a field of hard-to-recover oil may contain fuel and air flow sensors, which are connected by electrical connections to the control unit.
Воздушные отверстия могут быть выполнены с возможностью закрутки воздуха. Форсунки горючего могут быть выполнены с возможностью закрутки горючего.Air holes may be configured to swirl air. The fuel nozzles may be configured to swirl the fuel.
Воздушные отверстия могут быть выполнены с возможностью закрутки воздуха, а форсунки горючего выполнены с возможностью закрутки горючего. Электролизер может быть установлен на поверхности.Air holes can be made with the possibility of swirling air, and the nozzle of the fuel made with the possibility of swirling fuel. The cell can be installed on the surface.
Электролизер может быть установлен в нагнетательной скважине. Система подачи воздуха может содержать подогреватель воздуха.The cell can be installed in the injection well. The air supply system may include an air heater.
Система подачи горючего может содержать подогреватель горючего.The fuel supply system may include a fuel heater.
Система подачи воздуха может содержать подогреватель воздуха, а система подачи горючего может содержать подогреватель горючего.The air supply system may include an air heater, and the fuel supply system may include a fuel heater.
Сущность изобретения поясняется на чертежах фиг. 1…21, где:The invention is illustrated in the drawings of FIG. 1 ... 21, where:
- на фиг. 1 приведена схема устройства,- in FIG. 1 shows a diagram of a device
- на фиг. 2 приведена конструкция скважинного газогенератора,- in FIG. 2 shows the design of the downhole gas generator,
- на фиг. 3 приведена конструкция электронного блока и его соединения со скважинным газогенератором,- in FIG. 3 shows the design of the electronic unit and its connection with the downhole gas generator,
- на фиг. 4 приведен вид А,- in FIG. 4 shows view A,
- на фиг. 5 приведен вид В,- in FIG. 5 shows view B,
- на фиг. 6 приведена конструкция электрического активатора горючего,- in FIG. 6 shows the design of the electric activator of fuel,
- на фиг. 7 приведена конструкция электромагнитного активатора горючего,- in FIG. 7 shows the design of the electromagnetic fuel activator,
- на фиг. 8 приведена конструкция ионизатора воздуха установленного на скважинном газогенераторе,- in FIG. 8 shows the design of an air ionizer mounted on a downhole gas generator,
- на фиг. 9 приведена конструкция ионизатора воздуха, установленного на поверхности,- in FIG. 9 shows the design of an air ionizer mounted on a surface,
- на фиг. 10 приведен второй вариант ионизатора воздуха, установленного на поверхности,- in FIG. 10 shows a second embodiment of an air ionizer mounted on a surface,
- на фиг. 11 приведена форсуночная головка скважинного газогенератора,- in FIG. 11 shows the nozzle head of a downhole gas generator,
- на фиг. 12 приведен разрез С-С,- in FIG. 12 shows a section CC
- на фиг. 13 приведена форсунка горючего,- in FIG. 13 shows the fuel nozzle,
- на фиг. 14 приведен разрез D-D,- in FIG. 14 shows a section D-D,
- на фиг. 15 приведена схема с помешиванием в воздух газа Брауна, электролизер установлен на поверхности,- in FIG. 15 shows a diagram with stirring brown gas into the air, the electrolyzer is installed on the surface,
- на фиг. 16 приведена схема с помешиванием в воздух газа Брауна, электролизер установлен в нагнетательной скважине,- in FIG. 16 shows a circuit with stirring brown gas into the air, the electrolyzer is installed in the injection well,
- на фиг. 17 приведена схема с помешиванием в воздух газа Брауна, электролизер установлен на поверхности,- in FIG. 17 shows a diagram with stirring Brown gas into the air, the electrolyzer is mounted on the surface,
- на фиг. 18 приведена схема с помешиванием в воздух газа Брауна, электролизер установлен в нагнетательной скважине,- in FIG. 18 shows a circuit with stirring brown gas into the air, the electrolyzer is installed in the injection well,
- на фиг. 19 приведено устройство с подогревателем воздуха,- in FIG. 19 shows a device with an air heater,
- на фиг. 20 приведено устройство с подогревателем горючего,- in FIG. 20 shows a device with a fuel heater,
- на фиг. 21 приведено устройство с подогревателями воздуха и горючего.- in FIG. 21 shows a device with air and fuel heaters.
Устройство для разработки трудноизвлекаемой нефти (фиг. 1…21) содержит нагнетательную скважину 1, в которой установлена обсадная колонна 2 имеющая вертикальный и горизонтальный участки 3 и 4, соответственно. В горизонтальном участке 4 обсадной колонны 2 установлен скважинный газогазогенератор 5 с активатором горючего 6, и возможно ионизатором 7, установленным на входе в него. В верхней части обсадной колонны 2 в устье, т.е. выше поверхности 8, выполнен коллектор 9. Горизонтальный участок 4 выполнен в пределах нефтеносного пласта 10.A device for the development of hardly recoverable oil (Fig. 1 ... 21) contains an injection well 1, in which a
Устройство имеет следующее оборудование, установленное на поверхности 7 (фиг. 1).The device has the following equipment installed on the surface 7 (Fig. 1).
Резервуар горючего 11 соединенный трубопроводом 12 с компрессором горючего 13, имеющим привод 14 и далее с колтюбингом 15. Колтюбинг 15 гибким трубопроводом 16 соединен через активатор горючего со скважинным газогенератором 5.The
Кроме того, устройство содержит кабельную катушку с кабелем 17 один конец которого соединен с активатором топлива 6, а другой с выходом блока высокого напряжения 18, к входу которого присоединены низковольтные провода 19, соединенные с источником электроэнергии 20. Второй выход из блока высокого напряжения 18 заземляющим проводом 21 соединен с обсадной колонной 2.In addition, the device comprises a cable reel with
Устройство содержит систему подачи воздуха 22, в свою очередь содержащую компрессор 23 с приводом 24. К выходу из компрессора 23 присоединен регулятор расхода 25 к выходу из которого присоединен отсечной клапан 26 и далее система подачи присоединена к коллектору 9.The device comprises an
Скважинный газогенератор 5 предназначен для сжигания горючего в воздухе. Чтобы полностью сжечь горючее и не осталось кислорода воздуха необходимо обеспечить их стехиометрическое соотношение провести активацию.
Стехиометрическое соотношение между компонентами топлива (окислитель и горючее) является лишь теоретической мерой при оценке действительного состава топлива. Действительное соотношение между компонентами топлива оценивается через коэффициент избытка окислителя α.The stoichiometric ratio between the components of the fuel (oxidizing agent and fuel) is only a theoretical measure in assessing the actual composition of the fuel. The actual ratio between the components of the fuel is estimated through the coefficient of excess oxidizer α.
При α>1,0 топливо содержит избыток окислителя, а при α<<1,0-избыток горючих элементов.At α> 1.0, the fuel contains an excess of oxidizing agent, and at α << 1.0, an excess of combustible elements.
С точки зрения термодинамики предпочтительно сжигать горючее при α=1.From the point of view of thermodynamics, it is preferable to burn fuel at α = 1.
Однако из-за неточности регулирования расходов компонентов топлива и неполноты сгорания целесообразно допустить небольшой избыток горючего α=0,9.However, due to inaccuracy in the regulation of the consumption of fuel components and incomplete combustion, it is advisable to allow a small excess of fuel α = 0.9.
В верхней части обсадная колонна 2 закрыта герметичной крышкой 27, в отверстиях которой проходят гибкий трубопровод 16 и кабель 17. Гибкий трубопровод 16 и кабель 17 уплотнены в крышке 27.In the upper part, the
Для добычи нефти и газа предназначена эксплуатационная колонна 28 со скважинными фильтрами 29 на горизонтальном участке 30, откачивающий насос 31, сепаратор 32 и фильтр 33, соединенные последовательно трубопроводом 34. Откачивающий насос 31 имеет привод 35. Выход из фильтра 33 соединен с нефтепроводом 36.For oil and gas production, a
Второй выход сепаратора 32 трубопроводом 37 соединен с емкостью горючего 11. К третьему выходу сепаратора 32 присоединен трубопровод слива воды 38.The second outlet of the
Устройство может содержать блок управления 39. К блоку управления 39 присоединены электрическими связями 40 приводы 14, 24, 35 и регулятор расхода 25 и отсечной клапан 26.The device may comprise a
Устройство может быть оборудовано датчиками расхода горючего 41 и воздуха 42, соединенными электрическими связями 40 с блоком управления 39 (фиг. 2).The device can be equipped with flow sensors for
Белее подробно конструкция скважинного газогенератора 5 приведена на фиг. 3. Скважинный газогенератор 5 содержит корпус 43 в виде стальной трубы с верхним и нижним ниппелями 44 и 45, имеющими конические резьбы 46 и 47 и муфту 48 на верхнем торце корпуса 43. Верхний торец муфты 48 по конической резьбе 49 закрыт заглушкой 50 через которую проходят гибкий трубопровод 16 и кабель 17. В центр заглушки 50 ввернут ниппель 51 к которому присоединена форсунка горючего 52. В заглушке 50 выполнены отверстия 53 для прохождения воздуха. На заглушке 50 установлена свеча зажигания 54 соединенная каналом 55 с полостью 56 внутри корпуса 43. На верхнем торце свечи зажигания 54 выполнен электрический разъем 57, который проводом 58 соединен с кабелем 17. К ниппелю 51 присоединен выходом активатор горючего 6, который выходом соединен с гибким трубопроводом 16. Активатор горючего 6 имеет электрод 59, который проводом 60 соединен с кабелем 17.In more detail, the design of the
В нижней части корпуса 43 установлено сужающееся сопло 61. В полости 56 может быть установлен катализатор 62. На корпусе 43 может быть установлен по меньшей мере один центратор 63 (фиг. 3).A tapering
На фиг. 4 и 5 приведен вид скважинного газогенератора сверху и снизу.In FIG. 4 and 5 show the borehole gas generator from above and below.
На фиг. 6 приведена более подробно конструкция электрического активатора горючего 6. Он содержит корпус 64, выполненный металлическим, цилиндрической формы и присоединенный с одной стороны к гибкому трубопроводу 16, а с другой к ниппелю 51. Внутри корпуса 64 установлен электрод 59 кольцевой формы, выполненный металлическим, к нему присоединен радиальный держатель 65, установленный в изоляторе 66. Радиальный держатель 65 выполнен электропроводным и соединен проводом 60 с кабелем 17. Электрод 59 установлен на центраторах 67, которые выполнены из диэлектрического материала.In FIG. 6 shows in more detail the design of the electric activator of
На фиг. 7 приведен электромагнитный активатор горючего. Он дополнительно содержит постоянные магниты 68, установленные внутри корпуса 64.In FIG. 7 shows an electromagnetic fuel activator. It further comprises
На фиг. 8 приведена более подробно конструкция ионизатора воздуха 7. Ионизатор воздуха 7 содержит корпус 69, выполненный металлическим, цилиндрической формы и присоединенный к заглушке 50. Сверху корпус 69 закрыт крышкой 70, имеющей отверстия 71 для прохождения воздуха. Внутри корпуса 69 установлен электрод 72 кольцевой формы, выполненный металлическим, к нему присоединен радиальный держатель 73, установленный в изоляторе 74. Радиальный держатель 73 выполнен электропроводным и соединен проводом 75 с кабелем 17.In FIG. 8 shows in more detail the design of the
Ионизатор воздуха 7 для неглубоких скважин может быть установлен на поверхности 8 (фиг. 9 и 10).The
При этом ионизатор воздуха 7 может быть выполнен электрическим (фиг. 9 или магнитоэлектрическим (фиг. 10). В последнем варианте он содержит дополнительно постоянные магниты 76.In this case, the
На фиг. 11 приведена форсуночная головка скважинного газогенератора, а на фиг. 12 приведен разрез С-С, из которого видно, что отверстия 53 выполнены под углом к торцу заглушки 50. На фиг. 13 приведена форсунка горючего 52, которая содержит полость 77, боковые отверстия 78 и центральное отверстие 79. На фиг. 14 приведен разрез D-D, из которого следует, что боковые отверстия 78 выполнены тангенциально для закрутки потока горючего на выходе из форсунки.In FIG. 11 shows the nozzle head of a downhole gas generator, and FIG. 12 shows a section CC, from which it can be seen that the
На фиг. 15 приведена схема устройства с подачей газа Брауна в воздух идущий в скважинный газогенератор 5.In FIG. 15 is a diagram of a device with a supply of Brown gas into the air going into the
Газ Брауна (химическая формула - ННО) - это газ, состоящий из двух частей газообразного водорода и одной части кислорода. В таких же пропорциях эти химические элементы находятся и в водяном паре. Однако газ Брауна имеет существенное отличие по сравнению с промышленными водородом и кислородом.Brown gas (chemical formula - NNO) is a gas consisting of two parts of gaseous hydrogen and one part of oxygen. In the same proportions, these chemical elements are found in water vapor. However, Brown gas has a significant difference compared to industrial hydrogen and oxygen.
Обычные водород и кислород существуют в виде Н2 и О2 (то есть молекулы обоих газов имеют по два атома). Такое состояние для кислорода и водорода является более устойчивым, чем состояние отдельно существующих атомов в виде заряженных ионов. Однако перед превращением в воду (Н20), газы должны быть разложены на атомы Н и О.Ordinary hydrogen and oxygen exist in the form of H2 and O2 (that is, the molecules of both gases have two atoms each). Such a state for oxygen and hydrogen is more stable than the state of separately existing atoms in the form of charged ions. However, before being converted to water (H20), the gases must be decomposed into H and O atoms.
Именно в газе Брауна молекулы водорода и кислорода находятся в одноатомном состоянии (один атом на молекулу). А уникальность газа Брауна заключается в том, что при сгорании водорода и его реакции с кислородом выделяется в 3,8 раза больше энергии по сравнению с процессом горения молекулярного водорода.It is in the Brown gas that the hydrogen and oxygen molecules are in the monatomic state (one atom per molecule). And the uniqueness of the Brown gas lies in the fact that during the combustion of hydrogen and its reaction with oxygen, 3.8 times more energy is released compared to the process of burning molecular hydrogen.
Особенно важно отметить выгоды использования газа Брауна в двигателях внутреннего сгорания (ДВС): это повышение мощности двигателя, увеличение пробега автомобиля при том же расходе топлива, более полное его сгорание и, как следствие, уменьшение вредных выбросов в атмосферу. Одноатомный водород, содержащийся в газе Брауна, являясь сверхсильным катализатором, делает процесс сгорания топливно-воздушной смеси гораздо более эффективным.It is especially important to note the benefits of using Brown gas in internal combustion engines (ICE): this is an increase in engine power, increased mileage of the car at the same fuel consumption, more complete combustion and, as a result, reduction of harmful emissions into the atmosphere. The monatomic hydrogen contained in the Brown gas, being a superstrong catalyst, makes the process of combustion of the fuel-air mixture much more efficient.
Процесс электролиза происходит в генераторе (электролизере). Он состоит из электродов, выполненных из нержавеющей стали и разделенных диэлектриком. Электропроводность воды повышена за счет электролита (гидроксида калия или натрия). Электрический ток подается от автомобильного аккумулятора. При этом используется только избыточная энергия автомобиля. Производительность по газу измеряется в литрах в минуту (л/м). Производительность, равная 1 л/м, считается базовой. Водяной газ, поступающий из электролизера, подается в двигатель через воздушный коллектор. Меньшие по размеру молекулы водяного газа сталкиваются с большими по размеру предварительно нагретыми молекулами топлива и разрушают их ковалентные связи. Происходит более тонкое распыление топлива, которое сжигается в виде пара, а не крупных капель, как оно обычно подается в двигатель.The electrolysis process takes place in a generator (electrolyzer). It consists of electrodes made of stainless steel and separated by a dielectric. The electrical conductivity of water is increased due to the electrolyte (potassium or sodium hydroxide). Electric current is supplied from the car battery. In this case, only the excess energy of the car is used. Gas productivity is measured in liters per minute (l / m). Productivity equal to 1 l / m is considered basic. Water gas from the electrolyzer is supplied to the engine through an air manifold. Smaller water gas molecules collide with larger pre-heated fuel molecules and destroy their covalent bonds. There is a finer atomization of the fuel, which is burned in the form of steam, rather than large droplets, as it is usually supplied to the engine.
Устройство (фиг. 15) содержит систему подвода газа Брауна 80 в систему подачи воздуха 22 с электролизером 81, заполненным водой, в котором установлены два электрода 82 и 83, присоединенные к источнику электроэнергии 20. С электролизером 81 трубопроводом 84 соединена емкость с водой 85. Электролизер 81 установлен на поверхности (фиг. 15).The device (Fig. 15) contains a system for supplying
Возможен вариант исполнения когда электролизер установлен в нагнетательной скважине перед скважинным газогенератором 5 (фиг. 16).An embodiment is possible when the electrolyzer is installed in the injection well in front of the downhole gas generator 5 (Fig. 16).
Возможно наполнение полости электролизера 81 катализатором. Такой вариант на фиг. 1…21 не показан.It is possible to fill the cavity of the
Устройство (фиг. 17) содержит систему подвода газа Брауна 86 в систему подачи топлива с электролизером 87, заполненным водой, в котором установлены два электрода 88 и 89, присоединенные к источнику электроэнергии 20. С электролизером 87 трубопроводом 90 соединена емкость с водой 91.The device (Fig. 17) contains a system for supplying
Возможен вариант, когда электролизер 87 установлен на поверхности (фиг. 17).A variant is possible when the
Возможен вариант исполнения когда электролизер установлен в нагнетательной скважине перед скважинным генератором 5 (фиг. 18).An embodiment is possible when the electrolyzer is installed in the injection well in front of the downhole generator 5 (Fig. 18).
На фиг. 19 приведено устройство с подогревателем воздуха 92, который установлен в системе подачи воздуха 22 в скважинный газогенератор 5.In FIG. 19 shows a device with an
На фиг. 20 приведено устройство с подогревателем горючего 93, который установлен в трубопроводе горючего 22.In FIG. 20 shows a device with a
На фиг. 21 приведено устройство с подогревателями воздуха 92 и горючего 93.In FIG. 21 shows a device with
РАБОТА УСТРОЙСТВАDEVICE OPERATION
Перед выполнением работ бурят нагнетательную скважину 1 (горизонтальную) и устанавливают в ней обсадную колонну 2 (фиг. 1).Before the work is completed, an injection well 1 (horizontal) is drilled and a
При помощи колтюбинга 15 на гибком трубопроводе 16 скважинный газогенератор 5 опускают в обсадную колонну 2 на максимальную глубину в забой скважины 1. Горючее поступает в скважинный газогенератор 5 через колтюбинги 15 по гибкому трубопроводу 16 и активатор топлива 6, где происходит его частичная конверсия в водород и радикалы и ионизация.Using
Подают напряжение по кабелю 17 через провод 58 на свечу зажигания 54, в результате чего горючее воспламеняется в полости 56 являющейся камерой сгорания. Продукты сгорания с звуковой скоростью истекают из сужающегося сопла 61 в нагнетательную скважину 1. Продукты сгорания прогревают нефтеносный пласт 10.The voltage is applied via
Включают привод 35 откачивающего насоса 31 и из эксплуатационной колонны 28 откачивают смесь нефти, газа и воды, которые разделяют на фракции в сепараторе 32. После фильтра 33 очищенная нефть идет к потребителю, например, в нефтепровод 36. В нефтепровод могут подаваться и сжиженные фракции полученные в результате добычи нефти попутно с ней. Вода сбрасывается по трубопроводу 38. Газ по трубопроводу 37 подается в емкость 11.The
Контроль за процессом осуществляют (фиг. 2) автоматически или вручную. Для этого используют показания расходомеров 41 и 42. По показаниям расходомера воздуха 42 и горючего 41 поддерживают оптимальное соотношение компонентов топливаProcess control is carried out (Fig. 2) automatically or manually. For this, the readings of
α=0,9…1,0.α = 0.9 ... 1.0.
Результаты сравнения предложенного способа добычи вязкой нефти с прототипом приведены в табл. 1.The comparison results of the proposed method for the production of viscous oil with the prototype are given in table. one.
Время прогрева заданного объема уменьшилось примерно в 30 раз.The heating time for a given volume decreased by about 30 times.
Закачка в пласт с поверхности земли или с морской платформы перегретой воды с докритической температурой (ниже 374 градусов Цельсия) или с температурой выше критической (выше 374 градусов Цельсия) и высоким избыточным давлением, позволяющим достичь указанных температур воды без кипения и без образования пара непосредственно на поверхности, но с образованием большого количества пара в призабойной или забойной зоне скважины при доставке перегретой воды наземной котельной установки.Injection into the reservoir from the surface of the earth or from an offshore platform of superheated water with a subcritical temperature (below 374 degrees Celsius) or with a temperature higher than critical (above 374 degrees Celsius) and high overpressure, which allows reaching the indicated water temperatures without boiling and without steam formation directly on surface, but with the formation of a large amount of steam in the bottomhole or bottomhole zone of the well during the delivery of superheated water from a ground-based boiler plant.
При высоком избыточном давлении в 218,5 атмосфер воду можно нагреть до критической точки, соответствующей температуре 374°C (фиг. 15). При этом плотность воды в процессе ее нагрева до критической точки останется практически неизменной от первоначальной, что позволяет доставить ее к месту использования - призабойную или забойную зону скважины в компактном виде с небольшими тепловыми потерями за счет высокой скорости из-за разницы в давлении - более высоким на поверхности земли и более низким в скважине. При этом за счет более низкого давления в скважине произойдет вскипание воды и выброс большого количества пара в скважину.At a high overpressure of 218.5 atmospheres, water can be heated to a critical point corresponding to a temperature of 374 ° C (Fig. 15). At the same time, the density of water during its heating to a critical point will remain virtually unchanged from the original, which allows you to deliver it to the place of use - bottom-hole or bottom-hole zone of the well in a compact form with low heat loss due to high speed due to pressure difference - higher on the surface of the earth and lower in the well. At the same time, due to lower pressure in the well, water will boil and a large amount of steam will be ejected into the well.
В случае присутствия высокого давления в скважине, выше 218,5 атмосфер, для образования пара в нагревателе (наземной котельной установке) необходимо поднять температуру воды выше критической 374°C, для этого создать давление выше 218,5 атмосфер.In the case of the presence of high pressure in the well, above 218.5 atmospheres, for the formation of steam in the heater (ground-based boiler plant), it is necessary to raise the water temperature above the critical 374 ° C, to create a pressure above 218.5 atmospheres.
За счет давления водяного столба в подающей трубе, высота которой может составлять несколько километров, будет образовываться дополнительное давление теплоносителя -воды порядка 100-300 атмосфер. Это уменьшит нагрузку на насос воды и уменьшит энергетические затраты на его привод.Due to the pressure of the water column in the supply pipe, the height of which can be several kilometers, additional pressure of the coolant-water of about 100-300 atmospheres will be formed. This will reduce the load on the water pump and reduce the energy costs of its drive.
Применение закрутки воздуха позволит интенсифицировать процесс горения. На фиг. 11 приведена форсуночная головка скважинного газогенератора, а на фиг. 12 приведен разрез С-С, из которого видно, что отверстия 53 выполнены под углом к торцу заглушки 50 для закрутки.The use of air swirl will intensify the combustion process. In FIG. 11 shows the nozzle head of a downhole gas generator, and FIG. 12 shows a section CC, from which it can be seen that the
На фиг. 13 приведена форсунка горючего 52 которая содержит полость 77, боковые отверстия 78 и центральное отверстие 79. На фиг. 14 приведен разрез D-D, из которого следует, что боковые отверстия 78 выполнены тангенциально для закрутки потока горючего на выходе из форсунки.In FIG. 13 shows a
В случае применения системы подмешивания газа Брауна 80 к воздуху в системе подачи воздуха 20 (фиг. 15 и 16) на электроды 82 и 83 электролизера 81, подают напряжение от источника электроэнергии 20. Вода разлагается на атомарные водород и кислород, которые образуют газ Брауна.In the case of applying the Brown gas
Если с электролизером 81 трубопроводом 84 соединена емкость с водой 85, то из нее вода постоянно поступает в электролизер 81 по мере ее разложения.If a container with
Аналогично работает система подмешивания газа Брауна к горючее (фиг. 17 и 18).The Brown gas-fuel mixing system works similarly (Figs. 17 and 18).
Если применено устройство (фиг. 19) с подогревателем воздуха 86, который установлен в системе подачи воздуха 22, то воздух перед его подачей в скважинный газогенератор 6 подогревается.If a device is used (Fig. 19) with an
Если применено устройство (фиг. 18) с подогревателем горючего 87, который установлен в трубопроводе горючего 22, то подогревается горючее.If a device is used (Fig. 18) with a
Если применено устройство (фиг. 20) с подогревателями воздуха 86 и горючего 87 то подогревают одновременно и воздух и горючее. Это позволит сэкономить расход горючего в скважинный газогенератор 6.If a device is used (FIG. 20) with
Применение изобретения позволило:The application of the invention allowed:
1. Увеличить полноту сгорания топлива в скважинном газогенераторе, полностью исключив попадание окислителя (кислорода) в нефтеносный пласт и исключить взрывы из-за накопления кислорода и его вступления в реакцию с углеводородами за счет использования активатора топлива и/или озонатора воздуха;1. To increase the completeness of fuel combustion in the downhole gas generator, completely eliminating the ingress of oxidizing agent (oxygen) into the oil reservoir and eliminate explosions due to the accumulation of oxygen and its reaction with hydrocarbons through the use of a fuel activator and / or air ozonizer;
2. Увеличить полноту сгорания топлива до 100% за счет применения газа Брауна.2. To increase the completeness of fuel combustion up to 100% due to the use of Brown gas.
Claims (19)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016121342A RU2620507C1 (en) | 2016-05-30 | 2016-05-30 | Device for scavenger oil development |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016121342A RU2620507C1 (en) | 2016-05-30 | 2016-05-30 | Device for scavenger oil development |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2620507C1 true RU2620507C1 (en) | 2017-05-26 |
Family
ID=58882600
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016121342A RU2620507C1 (en) | 2016-05-30 | 2016-05-30 | Device for scavenger oil development |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2620507C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN116892381A (en) * | 2023-09-11 | 2023-10-17 | 西南石油大学 | Underground automatic deflagration driving drainage gas production device and method |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5083615A (en) * | 1990-01-26 | 1992-01-28 | The Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural And Mechanical College | Aluminum alkyls used to create multiple fractures |
RU2209960C2 (en) * | 2001-01-17 | 2003-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им.В.Д.Шашина | Method of bottomhole oil formation zone treatment and device for method embodiment |
RU2282026C1 (en) * | 2004-12-16 | 2006-08-20 | Николай Михайлович Пелых | Thermogaschemical well stimulation method with the use of coiled tubing |
RU2311529C2 (en) * | 2006-01-10 | 2007-11-27 | Федеральное казенное предприятие "Пермский пороховой завод" (ФКП "Пермский пороховой завод") | Solid-fuel gas generator for oil and gas well treatment |
RU2447276C1 (en) * | 2010-10-21 | 2012-04-10 | Николай Николаевич Клинков | Method of thermal exposure of oil-containing and/or kerogen-containing beds with high-viscosity and heavy oil and device for its realisation |
RU136083U1 (en) * | 2013-07-01 | 2013-12-27 | Антон Иванович Мустейкис | STEAM GAS GENERATOR |
-
2016
- 2016-05-30 RU RU2016121342A patent/RU2620507C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5083615A (en) * | 1990-01-26 | 1992-01-28 | The Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural And Mechanical College | Aluminum alkyls used to create multiple fractures |
RU2209960C2 (en) * | 2001-01-17 | 2003-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им.В.Д.Шашина | Method of bottomhole oil formation zone treatment and device for method embodiment |
RU2282026C1 (en) * | 2004-12-16 | 2006-08-20 | Николай Михайлович Пелых | Thermogaschemical well stimulation method with the use of coiled tubing |
RU2311529C2 (en) * | 2006-01-10 | 2007-11-27 | Федеральное казенное предприятие "Пермский пороховой завод" (ФКП "Пермский пороховой завод") | Solid-fuel gas generator for oil and gas well treatment |
RU2447276C1 (en) * | 2010-10-21 | 2012-04-10 | Николай Николаевич Клинков | Method of thermal exposure of oil-containing and/or kerogen-containing beds with high-viscosity and heavy oil and device for its realisation |
RU136083U1 (en) * | 2013-07-01 | 2013-12-27 | Антон Иванович Мустейкис | STEAM GAS GENERATOR |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN116892381A (en) * | 2023-09-11 | 2023-10-17 | 西南石油大学 | Underground automatic deflagration driving drainage gas production device and method |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4037655A (en) | Method for secondary recovery of oil | |
US4199025A (en) | Method and apparatus for tertiary recovery of oil | |
CN106801598B (en) | Device and method for burning mixed-phase superheated steam underground | |
US20040154793A1 (en) | Method for developing a hydrocarbon reservoir (variants) and complex for carrying out said method (variants) | |
CN102230372A (en) | Thermal recovery technology of multielement thermal fluid of thickened oil well | |
CN206439038U (en) | A kind of situ downhole fluid microwave electric heater | |
GB1595082A (en) | Method and apparatus for generating gases in a fluid-bearing earth formation | |
CN106761636A (en) | A kind of deep layer oil shale in-situ exploits eddy current heater | |
CN106437669A (en) | Thermal cracking fracture forming method and system for deep hot dry rock stratum mining | |
CN106968644B (en) | A kind of Gas Hydrate In Sea Areas hot extractor based on thermoelectric generator | |
CN106996285A (en) | Underground mixed phase heated fluid generator and its application method | |
CN108547600B (en) | Method for exploiting natural gas hydrate by utilizing electromagnetic heating mode | |
RU2620507C1 (en) | Device for scavenger oil development | |
RU2571120C2 (en) | Underground heating device | |
Zyrin et al. | Electrothermal complex with downhole electrical heating generators for enhanced heavy oil recovery | |
US3605885A (en) | Earth formation heating apparatus | |
RU2567583C1 (en) | Method of viscous oil development, device for its implementation and bottomhole gas generator | |
RU159925U1 (en) | DEVICE FOR HEATING PRODUCTIVE OIL-CONTAINING LAYER | |
RU2569375C1 (en) | Method and device for heating producing oil-bearing formation | |
US9752422B2 (en) | Direct electrical steam generation for downhole heavy oil stimulation | |
CN103114836A (en) | Steam heavy oil thermal recovery equipment and method thereof | |
RU2516303C2 (en) | Device for thermal processing of hydrated gas accumulation | |
McQueen et al. | Enhanced oil recovery of shallow wells with heavy oil: A case study in electro thermal heating of California oil wells | |
US11905808B2 (en) | Method and apparatus for thermal fluid generation for use in enhanced oil recovery | |
Shallcross | Devices and methods for in-situ combustion ignition |