RU132127U1 - IN-PLAST HEAT EXCHANGE DEVICE - Google Patents
IN-PLAST HEAT EXCHANGE DEVICE Download PDFInfo
- Publication number
- RU132127U1 RU132127U1 RU2012149495/03U RU2012149495U RU132127U1 RU 132127 U1 RU132127 U1 RU 132127U1 RU 2012149495/03 U RU2012149495/03 U RU 2012149495/03U RU 2012149495 U RU2012149495 U RU 2012149495U RU 132127 U1 RU132127 U1 RU 132127U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- heat exchanger
- heat exchange
- oil
- situ
- exchange fins
- Prior art date
Links
Images
Abstract
1. Внутрипластовый теплообменный аппарат в виде замкнутого пространства, в котором находится теплоноситель, отличающийся тем, что он представляет собой комплекс секций труб эксплуатационной колонны, снабженных продольными ребрами теплообмена и поясами прочности, а башмак последней трубы выполняют замкнутым и устанавливают с зумпфом пробуренного горизонтального ствола.2. Внутрипластовый теплообменный аппарат по п.1, отличающийся тем, что длину горизонтального участка скважины - теплообменного аппарата принимают предельно большой в границах площадных элементов теплового воздействия залежи нефти.3. Внутрипластовый теплообменный аппарат по пп.1 и 2, отличающийся тем, что продольные ребра теплообмена располагают по всей длине трубы, причем прочность ребер теплообмена обеспечивают их толщиной и усиливают поясами прочности по длине труб.4. Внутрипластовый теплообменный аппарат по п.1, отличающийся тем, что башмак последней трубы теплообменного аппарата выполняют замкнутым и устанавливают с зумпфом пробуренного горизонтального ствола не менее 8-10 м.1. The in-situ heat exchanger in the form of a confined space in which the coolant is located, characterized in that it is a set of sections of the production string pipes equipped with longitudinal heat exchange fins and strength belts, and the shoe of the last pipe is closed and installed with a sump of a drilled horizontal shaft. 2. The in-situ heat exchanger according to claim 1, characterized in that the length of the horizontal section of the well — the heat exchanger — is extremely large within the boundaries of the areal elements of the thermal effect of the oil reservoir. The in-situ heat exchanger according to claims 1 and 2, characterized in that the longitudinal heat exchange fins are located along the entire length of the pipe, and the strength of the heat exchange fins is provided by their thickness and reinforced by strength belts along the length of the pipes. 4. The in-situ heat exchanger according to claim 1, characterized in that the shoe of the last pipe of the heat exchanger is closed and installed with a sump of a drilled horizontal shaft of at least 8-10 m.
Description
Предполагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами высоковязкой нефти.The alleged invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil and gas fields with hard-to-recover reserves of high-viscosity oil.
Известны забойные нагреватели на базе использования электроэнергии (ТЭНы). Забойные электронагреватели (ТЭНы) обычно используются или для тепловой обработки призабойной области пласта для увеличения продуктивности скважины, или для инициирования внутрипластового горения - известного, но пока не получившего широкого практического применения, способа разработки залежей высоковязкой нефти. Все методы внутрипластового горения (влажного и сухого) признаны взрывоопасными и не поддающимися регулированию процессов выработки запасов нефти в сочетании с целым рядом других отрицательных факторов. Тепловая эффективность забойных ТЭНов без закачки агентов для переноса тепла очень низка в целом для залежи и не может являться технологией разработки.Downhole heaters based on the use of electricity (heating elements) are known. Downhole electric heaters (TENs) are usually used either for heat treatment of the bottom-hole formation area to increase well productivity, or to initiate in-situ combustion, a well-known, but not yet widely used, method for developing highly viscous oil deposits. All methods of in-situ combustion (wet and dry) are recognized as explosive and not amenable to regulation of oil production processes in combination with a number of other negative factors. The thermal efficiency of downhole heating elements without injection of agents for heat transfer is very low in general for deposits and cannot be a development technology.
Известно устройство для тепловой обработки призабойной зоны скважины, (патент РФ №2208145, МПК: Е21В 43/25, 36/04, 43/24), включающий металлический корпус нагревателя, силовой кабель питания, диски-электроды, установленные на токопроводе и размещенные по оси корпуса, при этом диски-электроды выполнены с перфорацией и собраны в чередующиеся пары, где верхние диски - электроды соединены с корпусом, а нижние закреплены на токопроводе, причем в междисковых интервалах токопровода и корпуса размещены термостойкие изоляторы, а корпус нагревателя заполнен токопроводящей жидкостью, при этом устройство снабжено водоподающей системой, включающей выпускной клапан, расположенный в корпусе, соосном с корпусом нагревателя, насосно-компрессорные трубы НКТ и соединенную с ними водоподающую трубу с насосом с регулируемым приводом и емкостью с водой, термостойким пакером, расположенным над корпусом выпускного клапана, и регулятором напряжения.A device is known for heat treatment of the bottom-hole zone of a well, (RF patent No. 2208145, IPC: ЕВВ 43/25, 36/04, 43/24), including a metal housing of the heater, power cable, disk-electrodes mounted on the current lead and placed on the axis of the case, while the disk-electrodes are perforated and assembled in alternating pairs, where the upper disk-electrodes are connected to the body and the lower ones are mounted on the current lead, and heat-resistant insulators are placed in the inter-disk intervals of the current lead and the case, and the heater case is filled then conductive fluid, the device is equipped with a water supply system, including an exhaust valve located in the housing, coaxial with the heater body, tubing tubing and a water supply pipe connected to them with a pump with an adjustable drive and a water tank, a heat-resistant packer located above the body exhaust valve, and voltage regulator.
Недостатком этого устройства является поочередный, неодновременный прогрев продуктивного пласта с откачкой нефти.The disadvantage of this device is the alternate, non-simultaneous heating of the reservoir with oil pumping.
Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент РФ №2340768, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.12.2008 Бюл.№34). Способ включает закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину. Прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры при отборе продукции.A known method of developing a field of heavy oil or bitumen using double-mouth horizontal wells (RF patent No. 2340768, IPC EV 43/24, publ. 10.12.2008 Bull. No. 34). The method includes pumping coolant through a two-well horizontal injection well, heating the reservoir with the creation of a steam chamber and selecting products through a two-well horizontal producing well. Warming up the productive formation begins with steam injection into both wells, heats the inter-well zone of the formation, reduces the viscosity of oil or bitumen, and creates a steam chamber by pumping coolant with the possibility of penetrating the latter to the upper part of the reservoir and increasing the size of the steam chamber during production selection.
Недостатком известного способа является то, что при проводке горизонтальной добывающей скважины в подошвенной части продуктивного пласта вблизи водобитумного контакта в процессе эксплуатации произойдет постепенное подтягивание воды и обводнение скважины, а предлагаемый способ не включает мероприятия, направленные на снижение обводненности добываемой продукции.The disadvantage of this method is that when conducting a horizontal production well in the bottom of the reservoir near the water-bitumen contact during operation, there will be a gradual pull-up of water and flooding of the well, and the proposed method does not include measures aimed at reducing the water content of the produced products.
Наиболее близким по технической сущности является устройство для проведения термоимпульсного способа обработки призабойной зоны нефтяных скважин. Предложены различные сочетания бинарных смесей твердофазных окислителей и топливных материалов, выделяющих при реакции большое количество тепла и вызывающих реакцию самораспространяющегося высокотемпературного синтеза (СВС), которые размещают в контейнере, спускают его на забой и путем подачи электрического импульса с устья через кабель-трос от каротажной станции инициируют горение компонентов бинарных смесей, а горячую воду, омывающую контейнер, вместе с паром закачивают в нефтяной пласт(А.Г.Мержанов, В.В.Лунин, Д.А.Леменовский, Е.И.Александров, И.М.Кузнецов, А.Л.Петров, В.Ю.Лиджи-Гиряев.The closest in technical essence is a device for conducting a thermal pulse method for processing bottom-hole zone of oil wells. Various combinations of binary mixtures of solid-phase oxidizing agents and fuel materials are proposed that produce a large amount of heat during the reaction and cause the reaction of self-propagating high-temperature synthesis (SHS), which are placed in the container, lowered to the bottom and by applying an electrical impulse from the wellhead through the cable from the logging station initiate the combustion of the components of binary mixtures, and the hot water washing the container, together with the steam, is pumped into the oil reservoir (A.G. Merzhanov, V.V. Lunin, D.A. Lemenovsky, E.I. eksandrov, I.M.Kuznetsov, A.L.Petrov, V.Yu.Lidzhi-Giryaev.
«Высокотемпературное стимулирование добычи нефти.» Журнал РАЕН: «Наука и технологии в промышленности» №2,2010).“High-temperature stimulation of oil production.” RANS Magazine: “Science and Technology in Industry” No. 2,2010).
Недостатками описанного способа и устройства являютсяюграниченный характер теплового воздействия на пласт (только в призабойной зоне), неизбежное обводнение пласта (т.к. идет водо-паровая обработка), ограниченные размеры устройства (контейнера), не превышающие толщину нефтяного пласта и трудности в регулировании теплового режима.The disadvantages of the described method and device are the unlimited nature of the thermal effect on the formation (only in the bottomhole zone), the inevitable flooding of the formation (since water and steam treatment is underway), the limited size of the device (container), not exceeding the thickness of the oil reservoir and the difficulty in regulating the thermal mode.
Задачей предлагаемой полезной модели является создание специальной конструкции внутрипластового теплообменного аппарата, обеспечивающей высокую тепло-технологическую и экономическую эффективности разработки нефтегазовых месторождений, имеющих слой высоковязкой нефти относительно небольшой толщины.The objective of the proposed utility model is to create a special design of the in-situ heat exchanger, providing high heat-technological and economic efficiency in the development of oil and gas fields having a layer of highly viscous oil of relatively small thickness.
Главным преимуществом предлагаемого устройства является передача нефтенасыщенному слою только тепловой энергии и отсутствие влияния на природный упругий газо-водонапорный режим пластовых систем. То есть, полностью исключаются процессы вытеснения высоковязкой нефти теплоносителем и процесс обводнения нефтяного пласта.The main advantage of the proposed device is the transfer to the oil-saturated layer of only thermal energy and the absence of influence on the natural elastic gas-water pressure regime of formation systems. That is, the processes of displacement of highly viscous oil by the coolant and the process of watering the oil reservoir are completely excluded.
Сущность предлагаемого устройства внутрипластового теплообменного аппарата заключается в том, что он представляет собой комплекс секций труб эксплуатационной колонны (ЭК) специальной конструкции с большой площадью теплообмена с пластовой средой, расположенных в горизонтальном участке скважины и снабженных продольными ребрами теплообмена и поясами прочности. Длину теплообменного аппарата задают в зависимости от применяемой сетки добывающих скважин (формы и расстояний между скважинами). В качестве теплоносителя или теплогенератора теплообменного аппарата используют прокачиваемый через него (без выхода в пласт) высокотемпературный теплоноситель в фазе пара или воды.The essence of the proposed device in-situ heat exchanger consists in the fact that it is a complex of sections of pipes of the production casing (EC) of a special design with a large area of heat exchange with the reservoir medium located in a horizontal section of the well and equipped with longitudinal heat exchange fins and strength belts. The length of the heat exchanger is set depending on the applicable grid of producing wells (shape and distance between the wells). As a heat carrier or heat generator of a heat exchanger, a high temperature coolant pumped through it (without going into the formation) is used in the vapor or water phase.
Поставленная задача достигается тем, что конструктивно внутрипластовый теплообменный аппарат является участком ЭК в стандартной горизонтальной скважине, т.е., комплексом секций труб ЭК, снабженных продольными ребрами теплообмена по всей длине трубы, причем, прочность ребер теплообмена обеспечивают их толщиной и усиливают поясами прочности по длине труб, а башмак последней трубы выполняют замкнутым и устанавливают с зумпфом пробуренного горизонтального ствола не менее 8-10 м. Длину горизонтального участка скважины -теплообменного аппарата - принимают предельно большой в границах площадных элементов теплового воздействия залежи нефти.The task is achieved by the fact that the structurally in-situ heat exchanger is an EC section in a standard horizontal well, i.e., a set of sections of EC pipes equipped with longitudinal heat exchange ribs along the entire length of the pipe, moreover, the strength of heat exchange ribs is provided by their thickness and reinforced by strength belts the length of the pipes, and the shoe of the last pipe is closed and installed with a sump of a drilled horizontal wellbore of at least 8-10 m. The length of the horizontal section of the borehole is a heat exchange apparatus ata - take extremely large within the boundaries of the areal elements of the thermal effect of the oil deposit.
Сущность поясняется схемой конструкции внутрипластового теплообменного аппарата, приведенной на фигуре 1, где:The essence is illustrated by the design diagram of the in-situ heat exchanger shown in figure 1, where:
1 - эксплуатационная колонна (ЭК),1 - production casing (EC),
2 - ребра теплообмена,2 - heat exchange fins,
3 - пояс прочности ребер теплообмена,3 - strength belt of heat exchange fins,
4 - насосно-компрессорные трубы (НКТ).4 - tubing (tubing).
Предлагаемое устройство внутрипластового теплообменного аппарата работает следующим образом;The proposed device in-situ heat exchanger operates as follows;
- горизонтальный участок скважины размещают под нефтяным слоем (в водонапорном бассейне) с удаленностью от слоя нефти в области активного теплового воздействия;- the horizontal section of the well is placed under the oil layer (in the water basin) with a distance from the oil layer in the area of active heat exposure;
- длину горизонтального участка скважины - внутрипластового теплообменного аппарата принимают предельно большой в границах площадных элементов теплового воздействия залежи нефти;- the length of the horizontal section of the well - in-situ heat exchanger take extremely large within the boundaries of the areal elements of the thermal effect of the oil reservoir;
- вертикальный ствол скважины обсаживают эксплуатационной колонной из легирующих металлов, гарантирующих ее прочность при нагреве до высоких температур;- a vertical wellbore is cased with a production string of alloying metals, guaranteeing its strength when heated to high temperatures;
- цементирование эксплуатационной колонны (ЭК) осуществляют от подошвы продуктивной части нефтенасыщенного слоя до устья скважины с предварительным натягом на 100 тонн силы;- cementing the production casing (EC) is carried out from the bottom of the productive part of the oil-saturated layer to the wellhead with a preload of 100 tons of force;
- горизонтальный участок скважины обсаживают эксплуатационной колонной (ЭК) - трубами специальной конструкции -внутрипластовыми теплообменными аппаратами - без цементирования;- the horizontal section of the well is cased with a production casing (EC) - pipes of a special design — in-situ heat exchangers — without cementing;
- внутрипластовый теплообменный аппарат - комплекс секций труб ЭК 1, снабжают продольными ребрами теплообмена 2 на всю длину трубы, причем, прочность ребер теплообмена обеспечивают их толщиной и поясами прочности 3 по длине трубы. Количество ребер теплообмена с толщиной 3-6 мм и высотой 40-60 мм по периметру эксплуатационной трубы - от 50 до 100 штук. Пояса прочности ребер ЭК имеют ширину 250-350 мм, толщину - 2-5 мм, количество поясов на одной трубе ЭК 2-4 шт., монтаж выполняют заподлицо ребер.- in-situ heat exchanger - a set of pipe sections EC 1, provide longitudinal
- башмак последней трубы внутрипластового теплообменного аппарата выполняют замкнутым и устанавливают с зумпфом пробуренного горизонтального ствола не менее 8-10 м;- the shoe of the last pipe of the in-situ heat exchanger is closed and installed with a sump of a drilled horizontal shaft of at least 8-10 m;
- в ЭК спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ). Выше кровли нефтенасыщенного слоя (не менее 10 м) - колонну НКТ термоизолируют.Остальная ее часть до башмака 4 (горизонтальный участок) - без изоляции;- in the EC lower the tubing string (tubing). Above the roof of the oil-saturated layer (at least 10 m) - the tubing string is thermally insulated. The rest of it to the shoe 4 (horizontal section) - without insulation;
- последнюю трубу хвостовика НКТ (7-8 м) используют в качестве искусственного фильтра с высокой плотностью перфорации (не менее 20 дыр на 1 пм);- the last pipe of the tubing shank (7-8 m) is used as an artificial filter with a high perforation density (at least 20 holes per 1 pm);
- устье скважины оборудуют термостойкой арматурой (до 250-300°С), обеспечивающей спуск теплоизолированной колонны НКТ и осуществление процесса прокачки теплоносителя в НКТ с выходом его в затрубное пространство (между НКТ и ЭК);- the wellhead is equipped with heat-resistant fittings (up to 250-300 ° C), which enables the descent of the insulated tubing string and the process of pumping the coolant into the tubing with its exit into the annulus (between the tubing and EC);
температуру на внешней стенке внутрипластового теплообменного аппарата путем прокачки теплоносителя поддерживают не ниже критической температуры парообразования при данном пластовом давлении в области его размещения (например, 200°С обеспечат парообразование в объекте с давлением (Рпл)≤1,6 МПа, 250°С при Рпл≤4,0 МПа, 300°С при Рпл≤8,8 МПа);the temperature on the outer wall of the in-situ heat exchanger by pumping the coolant is maintained not lower than the critical temperature of vaporization at a given reservoir pressure in the area of its location (for example, 200 ° C will provide vaporization in the object with a pressure (R pl ) ≤1.6 MPa, 250 ° C at P pl ≤ 4.0 MPa, 300 ° C at P pl ≤8.8 MPa);
- прокачку теплоносителя через внутрипластовый теплообменный аппарат осуществляют в замкнутом режиме: парогенератор - система термоизолированных труб НКТ в ЭК и теплообменном аппарате - затрубное пространство ЭК скважины - система термоизолированных труб до приема парогенератора.- the coolant is pumped through the in-place heat exchanger in a closed mode: a steam generator - a system of thermally insulated tubing pipes in an EC and a heat exchanger - an annular space of an EC well - a system of thermally insulated pipes before receiving the steam generator.
При использовании внутрипластовых теплообменных аппаратов важными параметрами их тепловой характеристики являются:When using in-situ heat exchangers, important parameters of their thermal characteristics are:
- удельная площадь теплообмена теплообменных аппаратов к площади нефтеносности элемента теплового воздействия:- the specific heat exchange area of heat exchangers to the oil area of the heat exposure element:
- удельная площадь теплообмена теплообменных аппаратов к объему продуктивных отложений элемента теплового воздействия:- the specific heat exchange area of heat exchangers to the volume of productive deposits of the heat exposure element:
- удельная площадь теплообмена теплообменных аппаратов к объему геологических запасов нефти элемента теплового воздействия:- specific heat exchange area of heat exchangers to the volume of geological oil reserves of the heat-affected element:
Пример. В качестве примера приводим теплотехническую характеристику внутрипластового теплообменного аппарата - секции из одной трубы эксплуатационной колонны (ЭК) 1 диаметром 6 дюймов и длиной 8 м:Example. As an example, we give the thermotechnical characteristic of an in-situ heat exchanger - sections from one pipe of a production casing (EC) 1 with a diameter of 6 inches and a length of 8 m:
- количество ребер (50×5 мм) - 50 штук (один из вариантов),- the number of ribs (50 × 5 mm) - 50 pieces (one of the options),
- площадь теплообмена с окружающей средой (для данного варианта конструкции) - 42 м2,- area of heat exchange with the environment (for this design option) - 42 m 2 ,
- теплосодержание 1 п.м. аппарата при прокачке теплоносителя (пара или воды) с температурой от 200 до 300°С составляет в среднем 0,588 Мкал. (ЭК длиной 8 м - 4,7 Мкал).- heat content of 1 pm apparatus when pumping a coolant (steam or water) with a temperature of 200 to 300 ° C is an average of 0.588 Mcal. (EC 8 m long - 4.7 Mcal).
Теплоноситель, нагретый до температуры, превышающей критическую температуру парообразования при данном пластовом давлении в области его размещения (200°С в объекте с давлением (Рпл)≤1,6 МПа), подают в систему термоизолированных труб НКТ в эксплуатационной колонне(ЭК) и внутрипластовый теплообменный аппарат: комплекс секций труб ЭК 1, снабженные ребрами теплообмена 2, усиленные поясами прочности ребер 3. Затем он поступает в затрубное пространство ЭК скважины и далее - в систему термоизолированных труб до приема парогенератора. Так осуществляют циркуляцию теплоносителя в замкнутом пространстве, регулируя и поддерживая высокую температуру на внешней стенке внутрипластового теплообменного аппарата.The heat carrier heated to a temperature exceeding the critical temperature of vaporization at a given reservoir pressure in the area of its location (200 ° C in an object with a pressure (P pl ) ≤1.6 MPa) is fed to a system of thermally insulated tubing pipes in a production string (EC) and in-situ heat exchanger: a set of pipe sections EK 1, equipped with
Положительные факторы использования внутрипластового теплообменного аппарата:Positive factors for using the in-situ heat exchanger:
- обеспечивается возможность высокоэффективного (технологически и экономически) ввода тепла в нефтегазовые эксплуатационные объекты, представленные слоем нефти, газовой шапкой и подошвенным водонапорным бассейном и, таким образом, обеспечивается возможность ввода в разработку нефтегазовых месторождений с уникально большими, но трудноизвлекаемыми запасами высоковязкой нефти, представленных массивной нефтегазовой залежью с нефтенасыщенным слоем, газовой шапкой и подошвенной водонапорной системой:- provides the possibility of highly efficient (technologically and economically) heat input to oil and gas production facilities, represented by a layer of oil, a gas cap and a bottom water-pressure pool, and thus, it is possible to enter into the development of oil and gas fields with uniquely large, but hardly recoverable reserves of high-viscosity oil, represented by massive oil and gas reservoir with an oil-saturated layer, a gas cap and a bottom water pressure system:
- создается высокоэффективное тепловое воздействие на слой высоковязкой нефти, приводящее к быстрому снижению динамической вязкости нефти до пределов категории легкой маловязкой нефти (10 мПа.с), с последующим эффективным применением стандартных технологий для выработки ее запасов с использованием природной упругой энергии газовой шапки и водонапорного бассейна,- a highly effective thermal effect is created on the high-viscosity oil layer, which leads to a rapid decrease in the dynamic viscosity of oil to the limits of the category of light low-viscosity oil (10 mPa.s), followed by the effective use of standard technologies for generating its reserves using the natural elastic energy of the gas cap and water basin ,
- обеспечивается ресурсосберегающая технология эксплуатации поверхностных теплогенерирующих средств (парогенераторов), работающих в замкнутом режиме производства высокотемпературного теплоносителя без дополнительного расхода товарной воды,- provides resource-saving technology for the operation of surface heat-generating agents (steam generators) operating in the closed mode of production of a high-temperature coolant without additional consumption of market water,
- сохраняется благоприятный природный упругий режим вытеснения из высокопроницаемого коллектора маловязкой нефти (после повышения температуры до заданного предела) со стороны газовой шапки и водонапорного бассейна,- a favorable natural elastic regime of displacement from a highly permeable reservoir of low-viscosity oil (after increasing the temperature to a predetermined limit) from the side of the gas cap and water basin is maintained
- обеспечивается возможность применения редких сеток добывающих скважин для выработки запасов нефти нефтяного слоя и газа газовой шапки,- it is possible to use rare grids of producing wells to develop oil reserves of the oil layer and gas cap gas,
- сокращается потребное количество стандартных нагнетательных скважин и, как следствие, уменьшаются затраты на технологию теплового воздействия на пласт и разработку месторождения в целом.- the required number of standard injection wells is reduced and, as a result, the costs of the technology of thermal action on the formation and development of the field as a whole are reduced.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012149495/03U RU132127U1 (en) | 2012-11-20 | 2012-11-20 | IN-PLAST HEAT EXCHANGE DEVICE |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012149495/03U RU132127U1 (en) | 2012-11-20 | 2012-11-20 | IN-PLAST HEAT EXCHANGE DEVICE |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU132127U1 true RU132127U1 (en) | 2013-09-10 |
Family
ID=49165246
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012149495/03U RU132127U1 (en) | 2012-11-20 | 2012-11-20 | IN-PLAST HEAT EXCHANGE DEVICE |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU132127U1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2626497C1 (en) * | 2016-05-31 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of bituminous oil reservoir from horizontal well |
| RU2626500C1 (en) * | 2016-05-31 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of bituminous oil reservoir from horizontal well |
-
2012
- 2012-11-20 RU RU2012149495/03U patent/RU132127U1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2626497C1 (en) * | 2016-05-31 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of bituminous oil reservoir from horizontal well |
| RU2626500C1 (en) * | 2016-05-31 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of bituminous oil reservoir from horizontal well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| PH12020551174A1 (en) | Closed loop energy production from producing geothermal wells | |
| JP5611961B2 (en) | Heating of a circulating heat transfer fluid in a subsurface hydrocarbon formation. | |
| CA2808416C (en) | Methods and systems for enhanced delivery of thermal energy for horizontal wellbores | |
| WO2011119409A2 (en) | Systems and methods for an artificial geothermal energy reservoir created using hot dry rock geothermal resources | |
| CN102947539A (en) | Conduction convection reflux retorting process | |
| CN105625993B (en) | Hot dry rock multi-cycle heating system and its production method | |
| US20170002637A1 (en) | Side and bottom water layer thermal recovery method allowing electrically heating oil deposit in horizontal well | |
| CN105840159A (en) | Natural gas hydrate extraction device and extraction method based on solar technology | |
| RU2016124230A (en) | MINERAL INSULATION DESIGN OF A STEAM EXCHANGE HEATER | |
| US9670761B2 (en) | Methods and systems for downhole thermal energy for vertical wellbores | |
| WO2015175142A1 (en) | System and method for utilizing oil and gas wells for geothermal power generation | |
| CN108756821B (en) | Oil well down-hole thermoelectric power generation system and method | |
| RU132127U1 (en) | IN-PLAST HEAT EXCHANGE DEVICE | |
| CN103114836B (en) | A kind of Apparatus for () and method therefor of steam heavy oil heat production | |
| CN108775275B (en) | Single-well closed circulation underground thermoelectric power generation system and method | |
| CN108799024B (en) | U-shaped pipe heat exchange closed circulation underground thermoelectric power generation system and method | |
| CN215057293U (en) | Oil gas is micrite electric heat membrane heating device in pit | |
| RU2471064C2 (en) | Method of thermal impact at bed | |
| RU186377U1 (en) | A device for extracting geothermal energy from the produced products of an existing low-temperature oil well | |
| RU2375559C1 (en) | Oil production method | |
| CN112922572A (en) | Method and device for removing deep water phase trapping damage of tight reservoir | |
| CN112983366A (en) | Method and device for removing water phase trapping damage of tight reservoir in large range | |
| RU159925U1 (en) | DEVICE FOR HEATING PRODUCTIVE OIL-CONTAINING LAYER | |
| RU2450121C1 (en) | Method to heat injection fluid in well bore to displace oil from bed | |
| CA2963439A1 (en) | The method of thermal reservoir stimulation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20131121 |