CN114109340A - 煤层地下原位补偿发热注流体热解提油井结构及提油方法 - Google Patents
煤层地下原位补偿发热注流体热解提油井结构及提油方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114109340A CN114109340A CN202111122578.0A CN202111122578A CN114109340A CN 114109340 A CN114109340 A CN 114109340A CN 202111122578 A CN202111122578 A CN 202111122578A CN 114109340 A CN114109340 A CN 114109340A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- well
- heat
- underground
- injection
- temperature
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 81
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 81
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 81
- 239000003245 coal Substances 0.000 title claims abstract description 76
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title claims abstract description 48
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 title claims abstract description 22
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 64
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 22
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 10
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 10
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 claims 3
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 8
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 7
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 5
- 230000007547 defect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 abstract description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 239000004484 Briquette Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- 239000013529 heat transfer fluid Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B43/295—Gasification of minerals, e.g. for producing mixtures of combustible gases
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明提供煤层地下原位补偿发热注流体热解提油井结构及提油方法，基于水力喷射的径向水平井技术，在目的层中布设大量水平径向井，基于煤层内多分支径向井的大规模钻探施工，将各个分支井有规律的分为热量补偿井和注载热流体井，利用煤层遇到氧气后发生氧化反应并放热的基本原理，补偿煤层注高温水蒸气热解提油过程中地面水蒸气等载热流体加热不足的缺陷，能够有效降低现有技术中地表加热的载热流体温度指标，大量节约工程能耗。
Description
技术领域
本发明属于能源开发利用技术领域，尤其涉及一种煤层地下原位补偿发热注流体热解提油井结构。
背景技术
近年来，油页岩以及煤的地下原位热解技术越来越受到人们的重视，目前公布的主要专利为：发明专利200510012473.4，专利名称：对流加热油页岩开采油气的方法；发明专利200710139353.X，专利名称：高温烃类气体对流加热油页岩开采油气的方法，其主要技术为：通过现有钻井技术和压裂方法，在岩层当中制造人工裂缝网络，然后向其中注入过热水蒸气或过热烃类气体等高温热载体，使地下岩层受热并促使有机质热解形成油气，并最终将形成的油气资源抽采至地面并加以利用。
现有技术中，如发明专利一种过热水蒸汽原位热解富油煤高效提油方法，专利号：201910835020.3；发明专利一种煤层原位热解方法，专利号：202011028062.5，公开了煤层原位热解，可以了解到，现有技术是通过布置群井，并用压裂方式使群井联通，然后间隔轮换选择注热井与生产井，将400℃以上的过热水蒸气或烃类气体自注热井注入油页岩或煤层当中，使矿层有机质受热分解生成可以流动的油气资源，最终经生产井抽采至地表并加工形成油气产品，生产完成以后，还可以通过注水井与生产井之间的流体对流对井口以及围岩区域内的余热加以利用。
提升煤层热解效率的因素主要是：煤层换热通道、载热流体加热方法、载热流体注入温度等因素，这些因素直接影响到煤层与载热流体之间的换热效率，可以保障煤层热解温度在380-450℃范围，增加煤层受热范围，现有技术主要基于直井群井压裂方法，或长距离水平井钻进方法提供热载体通道，进而实现载热流体与岩层之间的换热；而载热流体一般分为地面加热和地面加热与地下二次加热两种模式，由于不同压裂技术的有效压裂距离及范围差别较大，而且地质条件的变化也增加了压裂效果的不确定性，这对施工及换热效果的影响至关重要；另一方面，井筒保温效果以及地面及地下二次加热效率都会影响到载热流体的注入温度。因此压裂范围不均匀、井筒保温措施不到位、二次加热效率低的直接结果就是：注入煤层的载热流体温度偏低，经过与煤层换热以后不能达到煤层热解所需温度，最终有机质的油气转化率较低，或者是热解温度偏低，造成热解产物黏度偏大，难以顺利抽采甚至发生井筒堵塞。
发明内容
针对上述背景技术的阐述，本发明提供煤层地下原位补偿发热注流体热解提油井结构及提油方法。
为了达到上述目的，本发明提供如下技术方案：
一种煤层地下原位补偿发热注流体热解提油井结构，在煤层中设置注载热流体井、热量补偿井和油气抽采井，所述载热流体井和热量补偿井两侧分别设置多分支的水平径向井，所述注载热流体井和油气抽采井在纵向上处于同一剖面，注载热流体井和油气抽采井通过水平径向井联通，水平径向井内设置温度传感器。
上述技术方案中，所述相邻水平径向井在垂向方向上，间距50cm。
上述技术方案中，所述载热流体井、热量补偿井在水平距离上，基于地质条件缩短相互的距离。
一种煤层地下原位补偿发热注流体热解提油方法，在所述的煤层地下原位补偿发热注流体热解提油井结构内，完成如下步骤：
步骤A，向热量补偿井内注入的70℃的混合气体，注入过程中观测井下煤层温度，当热量补偿井内的局部温度达到300℃时，保持油气抽采井井口封闭，开始向注载热流体井内注入高温流体；
步骤B，经过载热流体加热的煤层，发生热解并生成油气流体，待井下压力达到相应地层深度的最低静水压力时，打开油气抽采井开始抽采作业。
上述技术方案中，所述步骤B中，井下压力与地层深度相关，通常情况下井下压力为1MPa/100m。
上述技术方案中，所述步骤A中，当煤层自身温度为煤层初始地层温度，注入混合气体温度为70℃。
上述技术方案中，所述混合气体为氮气和氧气按照一定比例混合的氧化剂，比例为60—95:40—5。
上述技术方案中，所述高温流体包括过热水蒸气、氮气、二氧化碳气体，高温流体的温度通常为450℃—550℃。
上述技术方案中，所述步骤A中，注入过程中观测井下煤层温度，随时调整混合气体的注入速率及注入量，控制井内温度不超过480℃。
本发明基于水力喷射的径向水平井技术，在目的层中布设大量水平径向井，基于煤层内多分支径向井的大规模钻探施工，将各个分支井有规律的分为热量补偿井和注载热流体井，利用煤层遇到氧气后发生氧化反应并放热的基本原理，补偿煤层注高温水蒸气热解提油过程中地面水蒸气等载热流体加热不足的缺陷，能够有效降低现有技术中地表加热的载热流体温度指标，大量节约工程能耗。
附图说明
为了更清楚地说明本发明专利实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明专利的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例结构示意图；
其中1.地下煤层；2.注载热流体井；3.热量补偿井；4.油气抽采井；5.径向井。
具体实施方式
下面将结合本发明专利的附图，对本发明专利的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明专利一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明专利中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明专利保护的范围。
根据图1所示，作为实施例所示的一种煤层地下原位补偿发热注流体热解提油井结构，在煤层中钻探施工设置注载热流体井、热量补偿井和油气抽采井，载热流体井和热量补偿井两侧分别设置多分支的水平径向井，所述注载热流体井和油气抽采井在纵向上处于同一剖面，注载热流体井和油气抽采井通过水平径向井联通，水平径向井内设置温度传感器，相邻水平径向井在垂向方向上，间距50cm，在煤层力学性质允许，保证不发生垮塌的前提下，热量补偿井和注载热流体井间隔控制以径向井技术工艺可控范围内的最小值为宜。
一种煤层地下原位补偿发热注流体热解提油方法，在完成钻探工作之后，在钻探完成的煤层地下原位补偿发热注流体热解提油井结构内，完成如下步骤：
步骤A，注入的气体比例通过室内煤块注气体氧化剂发热试验确定：具体的，采集目标煤层煤块样品20kg并制样，在实验室内，通过“一种煤炭原位热解高温高压模拟实验装置”开展注气体发热实验，分别按照N2:O2＝80：20、75：25、70：30、65：35、60：40的比例，注入速率按照每1kg煤样分别30mL/min、60mL/min、100mL/min、150mL/min、200mL/min的注气速率进行发热实验。气体氧化剂注入温度70℃，注入过程中对块状煤样进行温度测定，实验过程中，要求反应后产出的气体组分中O2含量不高于2％，据此优选加热效率最优配比及速率。
步骤B，基于步骤A所得气体最优配比及速率，向热量补偿井内注入的70℃的混合气体，注入过程中观测井下煤层温度，当热量补偿井内的局部温度达到350℃时，随时调整注入速率及注入量，当温度过高，接近450℃时，减少氧化剂气体注入量，当温度过低，接近330℃时，增大氧化剂气体注入量。通过此方法，控制热量补偿井内温度不超过480℃，不低于300℃。
步骤C，步骤B实施过程中，当热量补偿井内局部温度达到300℃时，保持油气抽采井井口封闭，开始向注载热流体井内注入高温载热流体，高温流体包括过热水蒸气、氮气、二氧化碳等，高温流体的温度通常为450℃—550℃，注入压力与地层埋深相关，通常为1MPa/100m。注入载热流体井的载热流体可以通过地表设备加热后经过井筒直接注入，也可以通过在井下放置井下加热器以后进行井下加热，或者可以通过地面+井下的二次加热等方式，实现注入载热流体的加热煤层的目的。
步骤D，经过载热流体和热量补偿井自发热共同加热的煤层，发生热解并生成油气流体，待井下压力达到相应地层深度的最低静水压力时(通常为1MPa/100m)，打开油气抽采井开始抽采作业。
本专利中，热量补偿井和注载热流体井之间不直接钻穿，主要通过煤层自身渗透能力形成通道。
实施例1：以煤层埋深300m，煤层厚度10m，注载热流体为N2为例对本方案做具体描述。
①采集目标煤层煤块样品20kg并制样，在实验室内，首先测得煤岩密度为1.3t/m3，通过“一种煤炭原位热解高温高压模拟实验装置”开展注气体发热实验，分别按照N2:O2＝80：20、75：25、70：30、65：35、60：40的比例，注入速率按照每1kg煤样分别30mL/min、60mL/min、100mL/min、150mL/min、200mL/min的注气速率进行发热实验。气体氧化剂注入温度70℃，注入过程中对块状煤样进行温度测定，优选加热效率最优配比及速率。实验过程中，要求反应后产出的气体组分中O2含量不高于2％。热解实验数据如表1及表2所示，从中可以判断注入速率为150mL/min、注入比例为60：40时能够满足项目实施需求。
表1不同注气条件下煤层温度达到300℃所需时间
表2不同注气条件下煤层温度达到300℃后残余气体O2浓度
②开展地下钻井作业，在煤层中钻探施工设置注载热流体井、热量补偿井和油气抽采井，载热流体井和热量补偿井两侧分别设置多分支的水平径向井，注载热流体井和油气抽采井在纵向上处于同一剖面，注载热流体井和油气抽采井通过水平径向井联通，水平径向井内设置温度传感器，相邻水平径向井在垂向方向上，间距50cm，本实施例目的煤层自煤层顶板向下1m处开始实施第一分支径向井，向下每间隔50cm实施一个分支，共实施18个分支，至距离煤层底板1m处截止。径向井水平长度50m。热量补偿井和注载热流体井间隔2m。
③基于步骤1所得，每1kg注入气体氧化剂比例为60：40，注入速率为150mL/min，按照步骤2中所得单支热量补偿井的控制量为50*2*0.5*1.3＝65t，则注入速率为9.75m3/min。按照上述参数，向热量补偿井内注入的70℃的混合气体，注入过程中观测井下煤层温度，当热量补偿井内的局部温度达到350℃时，随时调整注入速率及注入量，当温度过高，接近450℃时，减少氧化剂气体注入量，当温度过低，接近330℃时，增大氧化剂气体注入量。通过此方法，控制热量补偿井内温度不超过480℃，不低于300℃。
④当热量补偿井内局部温度达到300℃时，保持油气抽采井井口封闭，开始向注载热流体井内注入高温氮气，高温流体的温度通常为450℃—550℃，注入压力为3MPa。注入载热流体井的载热流体可以通过地表设备加热后经过井筒直接注入，也可以通过在井下放置井下加热器以后进行井下加热，或者可以通过地面+井下的二次加热等方式，实现注入载热流体的加热煤层的目的。
⑤经过载热流体和热量补偿井自发热共同加热的煤层，发生热解并生成油气流体，待井下压力达到3MPa时，打开油气抽采井开始抽采作业。
以上所述，仅为本发明专利的具体实施方式，但本发明专利的保护范围并不局限于此，本发明使用场景也可是一些人员密集的其他室内使用场景；任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明专利揭露的技术范围内，可轻易想到变化或替换，都应涵盖在本发明专利的保护范围之内。因此，本发明专利的保护范围应所述以权利要求的保护范围为准。
Claims (8)
1.一种煤层地下原位补偿发热注流体热解提油井结构，其特征在于：在煤层中设置注载热流体井、热量补偿井和油气抽采井，所述载热流体井和热量补偿井两侧分别设置多分支的水平径向井，所述注载热流体井和油气抽采井在纵向上处于同一剖面，注载热流体井和油气抽采井通过水平径向井联通，水平径向井内设置温度传感器。
2.根据权利要求1所述一种煤层地下原位补偿发热注流体热解提油井结构，其特征在于：所述相邻水平径向井在垂向方向上，间距50cm。
3.根据权利要求1所述一种煤层地下原位补偿发热注流体热解提油井结构，其特征在于：所述载热流体井、热量补偿井在水平距离上，基于地质条件缩短相互的距离。
4.一种煤层地下原位补偿发热注流体热解提油方法，其特征在于：在权利要求1至3任一所述的煤层地下原位补偿发热注流体热解提油井结构内，完成如下步骤：
步骤A，向热量补偿井内注入的70℃的混合气体，注入过程中观测井下煤层温度，当热量补偿井内的局部温度达到300℃时，保持油气抽采井井口封闭，开始向注载热流体井内注入高温载热流体；
步骤B，经过载热流体加热的煤层，发生热解并生成油气流体，待井下压力达到相应地层深度的最低静水压力时，打开油气抽采井开始抽采作业。
5.根据权利要求4所述一种煤层地下原位补偿发热注流体热解提油方法，其特征在于：所述步骤A中，煤层为地下实际初始温度时，向其中的热量补偿井内注入70℃的混合气体。
6.根据权利要求5所述一种煤层地下原位补偿发热注流体热解提油方法，其特征在于：所述混合气体为氮气和氧气按照一定比例混合的氧化剂，比例为60—95:40—5。
7.根据权利要求5所述一种煤层地下原位补偿发热注流体热解提油方法，其特征在于：所述高温流体包括过热水蒸气、氮气、二氧化碳气体，高温流体的温度通常为450℃—550℃。
8.根据权利要求6所述一种煤层地下原位补偿发热注流体热解提油方法，其特征在于：所述步骤A中，注入过程中观测井下煤层温度，随时调整注入速率及注入量，控制井内温度不超过480℃。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111122578.0A CN114109340A (zh) | 2021-09-24 | 2021-09-24 | 煤层地下原位补偿发热注流体热解提油井结构及提油方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111122578.0A CN114109340A (zh) | 2021-09-24 | 2021-09-24 | 煤层地下原位补偿发热注流体热解提油井结构及提油方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114109340A true CN114109340A (zh) | 2022-03-01 |
Family
ID=80441166
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202111122578.0A Pending CN114109340A (zh) | 2021-09-24 | 2021-09-24 | 煤层地下原位补偿发热注流体热解提油井结构及提油方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114109340A (zh) |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101113666A (zh) * | 2007-09-04 | 2008-01-30 | 新奥能源研究院有限公司 | 一种煤层气开采新技术 |
| CN103069104A (zh) * | 2010-08-30 | 2013-04-24 | 埃克森美孚上游研究公司 | 原位热解的井筒机械完整性 |
| CN103696747A (zh) * | 2013-11-09 | 2014-04-02 | 吉林大学 | 一种油页岩原位提取页岩油气的方法 |
| CN104879108A (zh) * | 2015-05-20 | 2015-09-02 | 太原理工大学 | 一种煤层气u型井注热强化抽采方法 |
| WO2018170830A1 (zh) * | 2017-03-23 | 2018-09-27 | 陈信平 | 注高温空气增产煤层气的方法 |
| CN109736762A (zh) * | 2019-03-22 | 2019-05-10 | 吉林大学 | 一种油页岩原位催化氧化法提取页岩油气的方法 |
| CN212508250U (zh) * | 2020-07-16 | 2021-02-09 | 陕西省煤田地质集团有限公司 | 一种井身结构 |
| CN113374460A (zh) * | 2021-06-23 | 2021-09-10 | 沈阳化工大学 | 自热式地下干馏油页岩提取页岩油和高热值燃料气的方法 |
-
2021
- 2021-09-24 CN CN202111122578.0A patent/CN114109340A/zh active Pending
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101113666A (zh) * | 2007-09-04 | 2008-01-30 | 新奥能源研究院有限公司 | 一种煤层气开采新技术 |
| CN103069104A (zh) * | 2010-08-30 | 2013-04-24 | 埃克森美孚上游研究公司 | 原位热解的井筒机械完整性 |
| CN103696747A (zh) * | 2013-11-09 | 2014-04-02 | 吉林大学 | 一种油页岩原位提取页岩油气的方法 |
| CN104879108A (zh) * | 2015-05-20 | 2015-09-02 | 太原理工大学 | 一种煤层气u型井注热强化抽采方法 |
| WO2018170830A1 (zh) * | 2017-03-23 | 2018-09-27 | 陈信平 | 注高温空气增产煤层气的方法 |
| CN109736762A (zh) * | 2019-03-22 | 2019-05-10 | 吉林大学 | 一种油页岩原位催化氧化法提取页岩油气的方法 |
| CN212508250U (zh) * | 2020-07-16 | 2021-02-09 | 陕西省煤田地质集团有限公司 | 一种井身结构 |
| CN113374460A (zh) * | 2021-06-23 | 2021-09-10 | 沈阳化工大学 | 自热式地下干馏油页岩提取页岩油和高热值燃料气的方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 雷柏伟等: "《矿井火灾救灾气体分析理论与实践》", 应急管理出版社, pages: 7 - 9 * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2263774C2 (ru) | Способ получения углеводородов из богатой органическими соединениями породы | |
| CN103114831B (zh) | 一种油页岩油气资源原位开采方法 | |
| CN103696747B (zh) | 一种油页岩原位提取页岩油气的方法 | |
| CA1288043C (en) | Conductively heating a subterranean oil shale to create permeabilityand subsequently produce oil | |
| CN102587877B (zh) | 一种多元热流体驱替工艺 | |
| CN101871339B (zh) | 一种地下原位提取油页岩中烃类化合物的方法 | |
| CN107100605B (zh) | 一种双水平井循环超临界二氧化碳开发干热岩的方法 | |
| CN102278103B (zh) | 一种重力泄水辅助蒸汽驱提高深层超稠油油藏采收率方法 | |
| CN106753503A (zh) | 一种油页岩原位催化氧化法提取页岩油气的方法 | |
| CN109736762A (zh) | 一种油页岩原位催化氧化法提取页岩油气的方法 | |
| CN108756839B (zh) | 油页岩隔热增效原位转化方法及系统 | |
| CN103206199B (zh) | 热流体压裂开采天然气水合物装置及方法 | |
| CN105863569A (zh) | 一种单井压裂重力自循环开采干热岩地热方法 | |
| CN103670338A (zh) | 一种煤层气与煤共采方法 | |
| CN1666006A (zh) | 通过u形开口现场加热含有烃的地层的方法与系统 | |
| CN101004132A (zh) | 注空气辅助蒸汽吞吐稠油开采技术 | |
| CN103790563A (zh) | 一种油页岩原位局部化学法提取页岩油气的方法 | |
| CN106437657A (zh) | 一种利用流体对油页岩进行原位改造和开采的方法 | |
| CN106499376A (zh) | 一种基于井筒加热模式的注空气辅助超稠油地下裂解改质工艺 | |
| WO2023078085A1 (zh) | 中低熟富有机质页岩自生热原位转化开发方法 | |
| CN114876438B (zh) | 一种充填式煤原位制氢的煤炭开采方法 | |
| CN102971491A (zh) | 重烃沉积物的热活化 | |
| CN113982546A (zh) | 一种水平井二氧化碳注入剖面评价方法 | |
| CN103470223B (zh) | 一种化石能源低碳共采的方法和系统 | |
| CN212508250U (zh) | 一种井身结构 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination |