RU2118451C1 - Method for development of paraffined oil deposit - Google Patents
Method for development of paraffined oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2118451C1 RU2118451C1 RU96124586A RU96124586A RU2118451C1 RU 2118451 C1 RU2118451 C1 RU 2118451C1 RU 96124586 A RU96124586 A RU 96124586A RU 96124586 A RU96124586 A RU 96124586A RU 2118451 C1 RU2118451 C1 RU 2118451C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- packer
- temperature
- zone
- annulus
- Prior art date
Links
Landscapes
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке месторождений с высокопарафинистой и высоковязкой нефтями. The invention relates to the oil industry and can be used in the development of deposits with high paraffin and high viscosity oils.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку воды с одновременным нагревом воды глубинным теплом Земли в нагревательных скважинах и отбор нефти через добывающие скважины [1]. There is a method of developing an oil reservoir, including water injection with simultaneous heating of the water by the deep heat of the Earth in heating wells and oil extraction through production wells [1].
Недостатком способа является то, что для получения на забое нагнетательной скважины заданной температуры приходится значительно увеличить длину и измерять угол наклона нагнетательной скважины по сравнению с вертикальной. Это приводит к увеличению стоимости скважины, а следовательно, к увеличению себестоимости добываемой нефти. The disadvantage of this method is that in order to obtain a predetermined temperature at the bottom of the injection well, it is necessary to significantly increase the length and measure the angle of the injection well in comparison with the vertical. This leads to an increase in the cost of the well, and therefore to an increase in the cost of produced oil.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки залежи парафинистой нефти, включающий технологическую выдержку воды в нагнетательной скважине до достижения заданной температуры с последующей ее закачкой в призабойную зону пласта и отбор нефти через добывающие скважины [2]. Closest to the invention in technical essence is a method for developing a paraffin oil reservoir, which includes technological soaking of water in an injection well until it reaches a predetermined temperature, followed by its injection into the bottom-hole formation zone and oil extraction through production wells [2].
Недостаток известного способа состоит в том, что на участке скважины, приходящемся на зону многолетних мерзлых пород, а также горных пород с собственной температурой, меньшей устьевой температуры закачиваемой воды, вместо нагрева вначале происходит охлаждение воды в нагнетательной скважине. The disadvantage of this method is that in the well section of the zone of perennial frozen rocks, as well as rocks with their own temperature, lower than the wellhead temperature of the injected water, instead of heating, water is first cooled in the injection well.
Цель изобретения - снижение теплопотерь, связанных с оттоком тепла от закачиваемой воды, и создание условий, препятствующих размораживанию мерзлых пород. The purpose of the invention is the reduction of heat loss associated with the outflow of heat from the injected water, and the creation of conditions that prevent the thawing of frozen rocks.
Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки залежи парафинистой нефти, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины воды, подогреваемой за счет теплообмена с горными породами, при вскрытии зоны многолетнемерзлых пород (ММП) в нагнетательные скважины спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ), устанавливают пакер в затрубье, блокирующий зону ММП, ниже пакера в затрубье устанавливают пакер внутри НКТ и ближе к забою устанавливают отсечной пакер в затрубье, а закачку воды в части ствола, вскрывающего зону ММП с пониженными и отрицательными температурами, ведут по НКТ, а в части ствола, вскрывающего горные породы с температурой, равной температуре воды на устье и выше, - через заколонное пространство НКТ. This goal is achieved by the fact that in the method of developing a reservoir of paraffin oil, including the selection of oil through production wells and injection of water through injection wells, heated by heat exchange with rocks, when opening the permafrost zone (MMP), pumping pipes are lowered into the injection wells (Tubing), install the packer in the annulus blocking the IMF zone, install the packer inside the tubing below the packer in the annulus and install the shut-off packer in the annulus closer to the bottom, and the water injection in part tvola, reverse MMP zone with lower temperatures and negative lead of the tubing, and in the barrel, reverse rocks at a temperature equal to the temperature of water in the mouth and above - through the tubing annulus.
Закачку воды могут вести непрерывно, регулируя производительность по установленному допустимому нижнему пределу достигаемой температуры нагрева. Water can be pumped continuously, adjusting the capacity according to the established permissible lower limit of the attainable heating temperature.
Для разработки залежей нефтей, насыщенных парафином, по предлагаемому способу выбирают сетку добывающих и нагнетательных скважин. Определяют температуру пласта, температуру насыщения нефтей парафином (температуру выпадения парафина). По разрезу скважины определяют профиль температур по глубине. В этом разрезе выделяют участки скважины с пониженными температурами, меньшими, чем температура закачиваемой воды на устье скважины, и зоны ММП с минусовыми температурами. To develop oil deposits saturated with paraffin, according to the proposed method, a grid of producing and injection wells is selected. Determine the temperature of the reservoir, the temperature of saturation of oils with paraffin (temperature of paraffin deposition). By section of the well determine the temperature profile in depth. In this section, sections of the well are distinguished with lower temperatures lower than the temperature of the injected water at the wellhead, and the permafrost zone with subzero temperatures.
При вскрытии зоны ММП в нагнетательные скважины спускают НКТ с пакером в затрубье, блокирующим зоне ММП, ниже его - с пакером внутри НКТ и ближе к забою - с отсечным пакером в затрубье. When opening the IMF zone, tubing with a packer in the annulus blocking the IMF zone is lowered into injection wells, below it is with a packer inside the tubing and closer to the bottom with a shut-off packer in the annulus.
Закачиваемая в скважину ненагретая на поверхности вода, до поступления ее в пласт, должна нагреваться в результате теплообмена с окружающими скважину горными породами до температуры, не меньшей температуры насыщения нефти парафином. Только в этих условиях возможна рациональная разработка залежи с парафинистой нефтью. В связи с этим закачку воды в части ствола, вскрывающего зону ММП с пониженными и отрицательными температурами, ведут по НКТ, а в части ствола, вскрывающего горные породы с температурой, равной температуре воды на устье и выше, - через заколонное пространство НКТ. Unheated water pumped into the well at the surface, before it enters the formation, must be heated as a result of heat exchange with the rocks surrounding the well to a temperature not lower than the temperature of oil saturation with paraffin. Only under these conditions is it possible to rationally develop a paraffin oil reservoir. In this regard, water is injected in the part of the trunk opening the zone of permafrost with low and negative temperatures through the tubing, and in the part of the trunk that opens rocks with a temperature equal to the water temperature at the mouth and above, through the annular space of the tubing.
Степень нагрева воды, заполняющей скважину, зависит от профиля температур по глубине, теплофизических свойств горных пород и температуры воды на устье скважины. В зоне мерзлых пород должно происходить вместо нагрева воды ее охлаждение. В этой зоне происходит отток тепла, приводящий, кроме теплопотерь воды, к оттаиванию мерзлых пород, к потере устойчивости скважины и возможному ее разрушению. Техническим приемом, используемым в изобретении, предлагается устранить отрицательное влияние зоны ММП посредством того, что на участке скважины, где вода может потерять тепло, воду закачивают от устья в НКТ с обходом участка горных пород с пониженными и минусовыми температурами, а затем в затрубье, и далее по заполнению скважины дают технологическую выдержку для нагрева воды от окружающих горных пород до заданной температуры, после чего ведут закачку нагретой воды в пласт. Последующий этап скважины повторяет предыдущий. The degree of heating of the water filling the well depends on the temperature profile in depth, the thermophysical properties of the rocks and the water temperature at the wellhead. In the frozen zone, instead of heating the water, it should cool. In this zone, heat outflow occurs, which, in addition to water heat loss, leads to thawing of frozen rocks, to loss of well stability and its possible destruction. The technical technique used in the invention proposes to eliminate the negative influence of the IMF zone by the fact that in the well section where water can lose heat, water is pumped from the wellhead into the tubing bypassing the rock section with low and minus temperatures, and then into the annulus, and then, after filling the wells, they provide technological endurance for heating water from the surrounding rocks to a predetermined temperature, after which heated water is pumped into the formation. The subsequent stage of the well repeats the previous one.
Технический прием, применяемый в предлагаемом способе, ограничивает теплообмен с окружающими горными породами и значительно ослабляет отрицательное влияние пониженных и минусовых температур. The technique used in the proposed method limits the heat exchange with the surrounding rocks and significantly reduces the negative impact of low and minus temperatures.
Если по опытным данным нагрев воды за время заполнения скважины является достаточным, то скважину для нагрева не отключают и переходят на непрерывный переток, т. е. нижний перепускной клапан постоянно открыт. Повышают расход воды в нагнетательной скважине до предельного значения, пока температура нагрева воды не станет равной температуре насыщения нефти парафином. If, according to experimental data, heating of water during the filling of the well is sufficient, then the well is not turned off for heating and switched to continuous flow, i.e., the lower bypass valve is constantly open. Increase the flow rate of water in the injection well to a limiting value until the temperature of heating the water becomes equal to the temperature of saturation of oil with paraffin.
Полученный результат реализуют как дополнительный способ разработки, согласно которому воду в скважину закачивают непрерывно, наблюдают за температурой закачиваемой воды на забое, начиная с малых расходов и постепенного их повышения до такого предела, когда температура воды на забое не достигнет предельно допустимого значения, определяемого условиями разработки. The obtained result is implemented as an additional development method, according to which water is continuously pumped into the well, the temperature of the injected water at the bottom is monitored, starting from low costs and their gradual increase to the point where the temperature of the bottom water does not reach the maximum permissible value determined by the development conditions .
На чертеже приведена схема реализации способа. В обсадную колонну нагнетательной скважины 1 спускают НКТ 2, которые соединены с системой подачи нагретой воды в скважину 3. В НКТ 2 на глубине скважины ниже зоны ММП 4 устанавливают верхний клапан 5, перепускающий воду из НКТ 2 в затрубье 6. В самом затрубье 6 устанавливают пакер 7, блокирующий зону ММП 4 и ниже его в НКТ 2 - пакер 8. Ближе к забою устанавливают другой перепускной клапан 9 для перепуска воды из затрубья 6 снова в НКТ 2 и ниже его в затрубье 6 устанавливают отсечной пакер 10. Нагрев воды в затрубье от горных пород 11 контролируют термометром 12. The drawing shows a diagram of the implementation of the method. A tubing 2 is lowered into the casing of the injection well 1, which is connected to the heated water supply system to the well 3. In the tubing 2, at the depth of the well below the MMP zone 4, an upper valve 5 is installed to transfer water from the tubing 2 to the annulus 6. In the annulus 6, they are installed a packer 7, blocking the MMP zone 4 and below it in the tubing 2 — packer 8. Closer to the bottom, install another bypass valve 9 to bypass the water from the annulus 6 again into the tubing 2 and below it in the annulus 6 set the shut-off packer 10. Heating the water in the annulus from rocks 11 control a thermometer 12.
Способ реализуют следующим образом. Ведут закачку воды на устье из системы 3, которая по НКТ 2 доходит до ограниченного пакера 8 и через клапан 5 перетекает в затрубье 6, заполняя его до пакера 10. При этом исключается попадание воды в верхнюю часть затрубья 6 из-за его блокирования пакером 7, где бы вода могла контактировать с зоной ММП 4. The method is implemented as follows. Water is pumped at the mouth from the system 3, which through the tubing 2 reaches the restricted packer 8 and flows through the valve 5 into the annulus 6, filling it to the packer 10. This eliminates the ingress of water into the upper part of the annulus 6 due to blocking by the packer 7 where water could come into contact with the MMP zone 4.
В этом положении происходит нагрев воды в затрубье 6 на участке между пакерами 7 и 10 в результате контакта с окружающими горными породами 11, имеющими повышенную естественную температуру, начиная от температуры воды на устье и выше, увеличивающуюся по глубине согласно геотермальному градиенту Земли. In this position, water is heated in the annulus 6 in the area between the packers 7 and 10 as a result of contact with the surrounding rocks 11, which have an increased natural temperature, starting from the temperature of the water at the mouth and above, increasing in depth according to the geothermal gradient of the Earth.
Напротив зоны минусовых и пониженных температур исключают прямой контакт нагнетаемой воды с ММП 4 посредством затрубного пакера 7, поскольку вода защищена от теплообмена стенками НКТ 2 и обсадной колонной, что препятствует ее охлаждению, образованию ледяных пробок и размораживанию ММП. Opposite the zone of minus and low temperatures, direct contact of the injected water with MMP 4 is eliminated by means of an annular packer 7, since the water is protected from heat exchange by the tubing walls 2 and the casing, which prevents its cooling, the formation of ice plugs and thawing of the MMP.
При этом не происходит нарушения состояния ММП 4, приводящего к их частичному расплавлению с потерей устойчивости обсадной колонны 1 и последующему ее смятию или разрушению при повторном замерзании горных пород. In this case, there is no violation of the state of MMP 4, leading to their partial melting with loss of stability of the casing string 1 and its subsequent crushing or destruction upon repeated freezing of rocks.
В процессе нагрева вода в пласт не поступает до достижения заданной температуры, т.е. нижний клапан 10 закрыт. During heating, water does not enter the reservoir until the desired temperature is reached, i.e. bottom valve 10 is closed.
Задают верхний и нижний пределы заданной температуры, ориентируясь на величину температуры насыщения нефти парафином Тнас, oC таким образом, чтобы при перемешивании воды при поступлении в пласт средняя температура воды составляла Тнас. Причем верхний предел заданной температуры несколько превышает Тнас, а нижний предел несколько меньше Тнас.The upper and lower limits of the set temperature are set, focusing on the temperature of oil saturation with paraffin T us , o C so that when the water is mixed while entering the reservoir, the average water temperature is T us . Moreover, the upper limit of the set temperature slightly exceeds T us , and the lower limit is slightly less than T us .
После достижения в процессе нагрева верхнего предела заданной температуры, определяемой по термометру 12, клапан 9 открывают и ведут закачку нагретой воды из затрубья 6 снова в НКТ 2 и далее в пласт, и ведут закачку воды в забой до тех пор, пока подходящая к клапану 9 вода не достигнет нижнего температурного предела. After reaching the upper limit of the set temperature determined by the thermometer 12 during the heating process, the valve 9 is opened and heated water is pumped from the annulus 6 again into the tubing 2 and further into the formation, and water is pumped into the bottom until it is suitable to the valve 9 water will not reach the lower temperature limit.
Пример 1. Харьягинское месторождение расположено в Архангельской области и имеет участки с зонами ММП. Продуктивный пласт расположен на глубине 2800 м. Температура пласта равна 80oC, температура насыщения нефти парафином равна 71oC. Исходя из этого определяют верхний предел заданной температуры равным 74oC, а нижний предел - равный 68oC. При этом средняя температура нагретой воды равна 71oC - температуре насыщения нефти парафином.Example 1. The Kharyaginskoye field is located in the Arkhangelsk region and has areas with permafrost zones. The reservoir is located at a depth of 2800 m. The temperature of the reservoir is 80 o C, the temperature of oil saturation with paraffin is 71 o C. Based on this, determine the upper limit of the set temperature equal to 74 o C, and the lower limit equal to 68 o C. In this case, the average temperature heated water is 71 o C - the temperature of saturation of oil with paraffin.
В пробуренной скважине, предназначенной под нагнетание, замеряют профиль температур по глубине. По нему определяют зону ММП. В данном случае она составила интервал 100-630 м. Температура воды на устье скважины равна 5oC. С учетом пониженных температур, т.е. температур меньших, чем устьевая температура воды, интервал увеличивается до размеров 80-650 м. При вскрытии зоны многолетнемерзлых пород (ММП) в нагнетательные скважины спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) с пакером в затрубье, блокирующим зону ММП ниже его с пакером внутри НКТ и ближе к забою - с отсечным пакером в затрубье.In a drilled well, designed for injection, measure the temperature profile in depth. It determines the zone of the permafrost. In this case, it was an interval of 100-630 m. The water temperature at the wellhead is 5 o C. Given the low temperatures, i.e. temperatures lower than the wellhead temperature of the water, the interval increases to sizes of 80-650 m. When opening the permafrost zone (MMP), tubing with a packer in the annulus blocking the MMP zone below it with a packer inside the tubing is lowered into injection wells and closer to the bottom - with a shut-off packer in the annulus.
Из практических соображений ведут закачку воды в НКТ сразу на устье и перепускают в заколонное пространство на глубине 650 и более метров. Это определяет местоположение верхнего перепускного клапана 5, а нижний клапан 9 должен быть установлен вблизи конца НКТ. For practical reasons, water is pumped into the tubing immediately at the mouth and transferred to annular space at a depth of 650 and more meters. This determines the location of the upper bypass valve 5, and the lower valve 9 should be installed near the end of the tubing.
Спускают в ствол нагнетательной скважины НКТ 2 с двумя клапанами, верхний 5 - на глубине 650 м и нижний 9 - на конце трубок. Lowered into the trunk of the injection well, tubing 2 with two valves, the top 5 at a depth of 650 m and the bottom 9 at the end of the tubes.
Скважину пакеруют пакерами, указанными на чертеже - внутри НКТ 2 - пакер 8 и в затрубье 6 - пакеры 7 и 10. Из практических соображений ведут закачку воды в НКТ сразу на устье и перепускают в заколонное пространство на глубине 650 и более метров. Это определяет местоположение клапана 5, а нижний клапан 9 должен быть установлен вблизи конца НКТ. The well is packaged with the packers indicated in the drawing — inside the tubing 2 — the packer 8 and in the annulus 6 — the packers 7 and 10. For practical reasons, water is pumped into the tubing immediately at the mouth and transferred to annular space at a depth of 650 and more meters. This determines the location of valve 5, and the bottom valve 9 should be installed near the end of the tubing.
В НКТ 2 производят закачку ненагретой воды из системы 3. Закачиваемая вода протекает вначале по НКТ 2, где она минует зону ММП 4. In the tubing 2, unheated water is pumped from the system 3. The pumped water flows first through the tubing 2, where it passes the zone of permafrost 4.
Затем она перетекает в затрубье 6 через верхний пакер 5 и заполняет его при закрытом нижнем клапане 9 до пакера 10. При этом попадание воды в затрубье 6 напротив зоны ММП 4 не происходит, поскольку этот участок скважины блокирован пакером. Then it flows into the annulus 6 through the upper packer 5 and fills it with the lower valve 9 closed to the packer 10. Moreover, water does not enter the annulus 6 opposite the MMP zone 4, since this section of the well is blocked by the packer.
После заполнения водой скважину останавливают на технологическую выдержку для нагрева воды от окружающих горных пород 11. За нагревом наблюдают по показаниям термометра 12, установленного напротив клапана 9, обеспечивающего переток воды из затрубья 6 в пласт. After filling with water, the well is stopped for technological shutter speed to heat water from the surrounding rocks 11. The heating is monitored by the readings of a thermometer 12 installed opposite the valve 9, which provides the flow of water from the annulus 6 into the formation.
Технологическую выдержку продолжают до тех пор, пока температура воды не достигнет верхнего предела 74oC. Продолжительность нагрева воды при первом заполнении скважины составила 6 ч. После этого открыли нижний клапан 9 и ведут закачку воды в пласт до тех пор, пока температура закачиваемой воды, фиксируемой термометром 12, не достигла нижнего предела, равного 68oC, причем объем закачки составил 10 м3.Technological exposure is continued until the water temperature reaches the upper limit of 74 o C. The duration of water heating during the first filling of the well was 6 hours. After that, the lower valve 9 was opened and water is pumped into the reservoir until the temperature of the injected water, fixed by a thermometer 12, did not reach the lower limit equal to 68 o C, and the injection volume was 10 m 3 .
После этого нижний клапан 9 закрыли и перешли ко второму этапу закачки - дозаполнению скважины водой, технологической выдержке для ее нагрева до температуры 74oC. При этом новая порция нагреваемой воды вблизи забоя уже прошла предварительный нагрев в скважине на предыдущем этапе. В результате этого продолжительность технологического нагрева на последующих этапах уменьшилась и не превысила 1 ч, что обеспечило суточную приемистость скважины, равной
24 ч • 10 м3 = 240 м3/сут.After that, the bottom valve 9 was closed and went to the second stage of injection - filling the well with water, technological exposure to heat it to a temperature of 74 o C. In this case, a new portion of the heated water near the bottom was already preheated in the well at the previous stage. As a result of this, the duration of technological heating in the subsequent stages decreased and did not exceed 1 h, which ensured the daily injectivity of the well equal to
24 h • 10 m 3 = 240 m 3 / day.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Example 2. Perform as example 1.
Скважину заполняют ненагретой водой аналогично тому, как описано в примере 1, и осуществляют нагрев от окружающих горных пород в процессе технологической выдержки скважины. После нагрева до заданной температуры 74oC ведут закачку воды в пласт через нижний отсечной клапан, ожидая понижения температуры воды до величины 68oC. Однако такого понижения температуры воды не достигается. Происходящий нагрев воды за время движения в затрубном пространстве от верхнего клапана 5 до забоя оказался столь эффективным, что температура вблизи нижнего клапана 9 не уменьшается. Поэтому процесс закачки воды становится непрерывным. В этих условиях уровень нагрева получается несколько излишним, превышающим температуру насыщения нефти парафином 71oC на три градуса, что создает возможность для увеличения расхода закачиваемой воды в скважину. Постепенно увеличивают расход воды до понижения температуры нагрева 71oC. При этом приемистость нагнетательной скважины увеличилась на 7%.The well is filled with unheated water in the same way as described in example 1, and heating is carried out from the surrounding rocks in the process of technological exposure of the well. After heating to a predetermined temperature of 74 o C, water is injected into the formation through the lower shut-off valve, expecting a decrease in water temperature to 68 o C. However, such a decrease in water temperature is not achieved. The ongoing heating of the water during the movement in the annulus from the upper valve 5 to the bottom proved to be so effective that the temperature near the lower valve 9 does not decrease. Therefore, the process of water injection becomes continuous. Under these conditions, the heating level is somewhat excessive, exceeding the oil saturation temperature of paraffin 71 o C by three degrees, which makes it possible to increase the flow rate of injected water into the well. Gradually increase the flow of water to lower the heating temperature 71 o C. At the same time, the injectivity of the injection well increased by 7%.
Предлагаемый способ обеспечивает возможность более эффективного использования внутренней тепловой энергии окружающих горных пород вследствие исключения отрицательно влияющих на нагрев воды зон ММП. The proposed method provides the possibility of more efficient use of internal thermal energy of the surrounding rocks due to the exclusion of negatively affecting the heating of water zones of permafrost.
Способ обеспечивает сохранение экологии литосферы тем, что препятствует размораживанию породы вблизи скважины. The method ensures the conservation of the ecology of the lithosphere by preventing thawing of the rock near the well.
Кроме того, применение способа устраняет необходимость нагревания воды на поверхности и строительства для этого печей, что предотвращает выпуск CO2, дымов и других вредных веществ в атмосферу.In addition, the application of the method eliminates the need for heating water on the surface and building furnaces for this, which prevents the release of CO 2 , fumes and other harmful substances into the atmosphere.
Способ имеет технологическое преимущество в том, что он обеспечивает более быстрый нагрев воды в нагнетательной скважине на 5% и ускоряет процесс разработки, чем создаются условия повышения текущей нефтеотдачи пласта. The method has a technological advantage in that it provides faster heating of water in the injection well by 5% and speeds up the development process, which creates the conditions for increasing the current oil recovery.
Источники информации
1. Обзор: Разработка нефтяных месторождений наклонно-нагнетательными скважинами. - М.: Недра, 1974, с.80.Sources of information
1. Overview: Development of oil fields by directional wells. - M .: Nedra, 1974, p. 80.
2. Патент РФ N2038468, кл. E 21 B 43/24, 1995. (прототип). 2. RF patent N2038468, cl. E 21 B 43/24, 1995. (prototype).
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96124586A RU2118451C1 (en) | 1996-12-30 | 1996-12-30 | Method for development of paraffined oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96124586A RU2118451C1 (en) | 1996-12-30 | 1996-12-30 | Method for development of paraffined oil deposit |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2118451C1 true RU2118451C1 (en) | 1998-08-27 |
| RU96124586A RU96124586A (en) | 1999-02-10 |
Family
ID=20188677
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96124586A RU2118451C1 (en) | 1996-12-30 | 1996-12-30 | Method for development of paraffined oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2118451C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2524702C1 (en) * | 2013-03-28 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Operation of permafrost zone oil deposit |
| RU2723818C1 (en) * | 2017-06-08 | 2020-06-17 | Сауди Арабиан Ойл Компани | Submerged pump with steam drive |
| RU2724707C1 (en) * | 2020-01-14 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil |
-
1996
- 1996-12-30 RU RU96124586A patent/RU2118451C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Шейнман А.Б. и др. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти. - М.: Недра, 1969, с.46 - 50. Богорад Ю.Д. и др. Термические способы добычи нефти; Обзор иностранных изобретений. - М.: ЦНИИПИ, 1965, с.32 - 40. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2524702C1 (en) * | 2013-03-28 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Operation of permafrost zone oil deposit |
| RU2723818C1 (en) * | 2017-06-08 | 2020-06-17 | Сауди Арабиан Ойл Компани | Submerged pump with steam drive |
| RU2724707C1 (en) * | 2020-01-14 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5931230A (en) | Visicous oil recovery using steam in horizontal well | |
| US20200011573A1 (en) | Geothermal system operable between heat recovery and heat storage modes | |
| US4705113A (en) | Method of cold water enhanced hydraulic fracturing | |
| CN100513740C (en) | Method in situ recovery from a hydrocarbon containing formation using barriers | |
| US6039121A (en) | Enhanced lift method and apparatus for the production of hydrocarbons | |
| US4116275A (en) | Recovery of hydrocarbons by in situ thermal extraction | |
| US7367399B2 (en) | Loop systems and methods of using the same for conveying and distributing thermal energy into a wellbore | |
| US4718489A (en) | Pressure-up/blowdown combustion - a channelled reservoir recovery process | |
| US5400430A (en) | Method for injection well stimulation | |
| US3786858A (en) | Method of extracting heat from dry geothermal reservoirs | |
| CN102678096B (en) | Method for exploiting high-pour-point oil reservoir through hot water assisted gravity drainage | |
| US5215149A (en) | Single horizontal well conduction assisted steam drive process for removing viscous hydrocarbonaceous fluids | |
| CA1240263A (en) | Combined replacement drive process for oil recovery | |
| CA2549369A1 (en) | Heavy oil recovery method and apparatus | |
| US11965677B2 (en) | System, method, and composition for geothermal heat harvest | |
| US20240228868A1 (en) | Method for multistage fracturing of a geothermal well | |
| RU2118451C1 (en) | Method for development of paraffined oil deposit | |
| RU2206728C1 (en) | Method of high-viscocity oil production | |
| CA2820702A1 (en) | Sagdox operation in leaky bitumen reservoirs | |
| CN110344788B (en) | Method and system for exploiting combustible ice natural gas by utilizing deep stratum hot water | |
| US3583488A (en) | Method of improving steam-assisted oil recovery | |
| CA2240786C (en) | Viscous oil recovery using steam in horizontal well | |
| RU2187630C2 (en) | Method of development of high-viscosity oil pool | |
| WO2024044251A1 (en) | Methods for forming pathways of increased thermal conductivity for geothermal wells | |
| RU2739013C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20081231 |