RU2164289C2 - Process of cyclic action with steam and gas heat-transfer agent on face zone of pool with viscous oil - Google Patents
Process of cyclic action with steam and gas heat-transfer agent on face zone of pool with viscous oil Download PDFInfo
- Publication number
- RU2164289C2 RU2164289C2 RU99100358/03A RU99100358A RU2164289C2 RU 2164289 C2 RU2164289 C2 RU 2164289C2 RU 99100358/03 A RU99100358/03 A RU 99100358/03A RU 99100358 A RU99100358 A RU 99100358A RU 2164289 C2 RU2164289 C2 RU 2164289C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- steam
- well
- temperature
- oil
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области добычи высоковязких нефтей термическими методами. The invention relates to the field of production of high viscosity oils by thermal methods.
Тепловые циклические обработки призабойных зон скважин широко применяются в нефтяной промышленности для интенсификации добычи тяжелых вязких нефтей. Известен процесс теплового циклического воздействия III, который включает три последовательные фазы, образующие цикл. При необходимости он может быть повторен. Thermal cyclic treatments of bottom-hole zones of wells are widely used in the oil industry to intensify the production of heavy viscous oils. The known process of thermal cyclic effects III, which includes three consecutive phases forming a cycle. If necessary, it can be repeated.
Фаза нагнетания теплоносителя
В течение этой фазы через скважину в призабойную зону пласта закачивают определенное количество теплоносителя. В результате в продуктивном пласте в окрестности ствола скважины образуется нагретая область радиусом rh с температурой t > t0 (t0 - начальная температура пласта).Coolant discharge phase
During this phase, a certain amount of coolant is pumped through the well into the bottomhole formation zone. As a result, a heated region of radius r h with a temperature t> t 0 (t 0 is the initial temperature of the formation) is formed in the reservoir in the vicinity of the wellbore.
Фаза капиллярной пропитки
В течение этой фазы скважина закрыта, продолжается передача тепла от теплоносителя к коллектору нефти.Capillary impregnation phase
During this phase, the well is closed, heat transfer from the coolant to the oil collector continues.
Фаза извлечения нефти
Скважина вводится в эксплуатацию фонтанным или глубинно-насосным способом. Уровень добычи нефти заметно превышает уровень ее добычи до нагнетания теплоносителя. При прочих равных условиях степень увеличения продуктивности скважины тем больше, чем больше радиус прогретой зоны rh, и чем выше ее температура t.Oil recovery phase
The well is commissioned in a fountain or deep pumping method. The level of oil production significantly exceeds the level of its production before the coolant is injected. All other things being equal, the degree of increase in well productivity is greater, the greater the radius of the heated zone r h , and the higher its temperature t.
Чаще всего в качестве теплоносителя используют водяной пар со степенью сухости 0,7 - 0,8. Однако на истощенных месторождениях пароциклические обработки становятся неэффективными вследствие быстрого исчезновения механической энергии в результате конденсации пара. Most often, water vapor with a degree of dryness of 0.7 - 0.8 is used as a heat carrier. However, in depleted fields, steam cyclic treatments become ineffective due to the rapid disappearance of mechanical energy as a result of steam condensation.
На истощенных месторождениях большая эффективность достигается применением парогазового теплоносителя [1, 2], который получают либо в специальных устройствах - парогазогенераторах, либо путем сочетания нагнетания газов различного компонентного состава с помощью компрессора и водяного пара, вырабатываемого парогенератором. В этом случае механическая энергия неконденсирующихся газов используется для проталкивания нефти к забою скважин, увеличивая продолжительность фазы эффективного извлечения нефти. In depleted fields, greater efficiency is achieved by using a gas-vapor coolant [1, 2], which is obtained either in special devices - steam and gas generators, or by combining the injection of gases of different component composition using a compressor and water vapor generated by the steam generator. In this case, the mechanical energy of non-condensable gases is used to push the oil toward the bottom of the wells, increasing the duration of the effective oil recovery phase.
Известен также способ интенсификации добычи нефти [3], включающий нагрев породы вокруг добывающей скважины, причем перед нагревом породы в продуктивный пласт закачивают газ и создают вокруг скважины оторочку с содержанием газа в порах выше предельно возможной для его обратной фильтрации к скважине, а после прогрева породы и выдержки скважины закрытой осуществляют регулируемый отбор из скважины закаченного пара и пластовых флюидов. There is also known a method of intensifying oil production [3], which includes heating the rock around the producing well, and before heating the rock, gas is pumped into the reservoir and a rim is created around the well with the gas content in the pores above the maximum possible for it to be filtered back to the well, and after heating the rock and holding the closed well, carry out controlled selection from the well of injected steam and formation fluids.
Существенным недостатком традиционной технологии тепловых циклических обработок является низкий коэффициент теплоиспользования, который равен отношению количества тепла, накопленного в пласте, к количеству тепла, введенному в скважину на устье, так как значительное количество тепла теряется в окружающие породы при движении теплоносителя по стволу скважины. Величина тепловых потерь пропорциональна глубине скважины и разности температур теплоносителя и окружающих скважину пород. Считается, что при глубине залегания пласта свыше 600 м тепловые обработки становятся неэффективными. A significant drawback of the traditional technology of thermal cyclic treatments is the low heat utilization coefficient, which is equal to the ratio of the amount of heat accumulated in the formation to the amount of heat introduced into the well at the wellhead, since a significant amount of heat is lost in the surrounding rocks when the coolant moves along the well bore. The magnitude of heat loss is proportional to the depth of the well and the temperature difference between the coolant and the rocks surrounding the well. It is believed that with a depth of more than 600 m, heat treatments become ineffective.
За прототип предполагаемого изобретения принят способ циклического воздействия парогазовым теплоносителем [4], включающий закачку через скважину расчетного количества парогазового теплоносителя, содержащего водяной пар, растворимый в нефти газ и неконденсирующийся газ, осуществляемую поэтапно, и последующий отбор продукции скважины, причем содержание водяного пара в парогазовом теплоносителе в каждом этапе закачки от первого к последующему прямо пропорционально увеличивают, при этом после последнего этапа закачки парогазового теплоносителя осуществляют закачку воды в виде оторочки, обеспечивающей радиус охвата тепловым воздействием, равный 10-15% от общего радиуса теплового воздействия. The prototype of the alleged invention adopted a method of cyclic exposure to steam-gas coolant [4], including the injection through the well of the estimated amount of steam-gas coolant containing water vapor, oil-soluble gas and non-condensable gas, carried out in stages, and the subsequent selection of well production, the water vapor content in the gas-vapor the coolant in each stage of injection from the first to the next is directly proportionally increased, while after the last stage of injection of combined-cycle heat onositelya water injection is carried out in a rim providing coverage radius thermal effect equal to 10-15% of the total radius heat.
Однако этот способ имеет тот же недостаток, что и любая традиционная технология, т.е. низкий коэффициент теплоиспользования. However, this method has the same drawback as any conventional technology, i.e. low heat utilization.
Задачей заявляемого изобретения является создание способа парогазоциклической обработки призабойных зон скважин, обладающего более высокой энергетической и технологической эффективностью. The objective of the invention is the creation of a method of gas-vapor cyclic treatment of bottom-hole zones of wells with higher energy and technological efficiency.
Сущность заявляемого изобретения заключается в том, что производится циклическое воздействие на призабойную зону с вязкой нефтью, включающее закачку через скважину расчетного количества парогазового теплоносителя, содержащего водяной пар, растворимый в нефти газ и неконденсирующийся газ, и последующий отбор продукции скважины. Парогазовый теплоноситель вырабатывают с таким составом, что в газообразной неконденсирующейся фазе его содержится свободный кислород, причем, когда температура в призабойной зоне пласта начинает превышать температуру парогаза на забое скважины, максимальную концентрацию кислорода в парогазе поддерживают на уровне, определяемом соотношением:
где X02 - мольная концентрация кислорода в парогазе, доли единицы;
Mпг - масса парогаза, вырабатываемого парогенератором при сжигании 1 кг топлива, кг;
i - удельное теплосодержание парогаза при температуре в призабойной зоне пласта, ккал/кг;
i3 - удельное теплосодержание парогаза на забое скважины, ккал/кг;
h - эффективная толщина пласта, м;
A - предэкспоненциальный множитель в уравнении для скорости реакции жидкофазного окисления нефти, 
E - энергия активации реакции жидкофазного окисления нефти, ккал/моль;
R - универсальная газовая постоянная, ккал/моль·K;
T - температура в призабойной зоне пласта, K;
e - основание натуральных логарифмов.The essence of the claimed invention lies in the fact that there is a cyclic effect on the bottomhole zone with viscous oil, including the injection through the well of the estimated amount of combined-cycle coolant containing water vapor, oil-soluble gas and non-condensable gas, and subsequent selection of the production of the well. A gas-vapor coolant is generated with such a composition that it contains free oxygen in the gaseous non-condensing phase, and when the temperature in the bottom-hole zone of the formation begins to exceed the temperature of the gas-vapor at the bottom of the well, the maximum oxygen concentration in the gas-vapor is maintained at a level determined by the ratio:
where X 02 is the molar concentration of oxygen in the combined cycle gas, fractions of a unit;
M pg - mass of gas produced by the steam generator during the combustion of 1 kg of fuel, kg;
i - specific heat content of steam and gas at a temperature in the bottomhole formation zone, kcal / kg;
i 3 - specific heat content of gas and steam at the bottom of the well, kcal / kg;
h is the effective thickness of the reservoir, m;
A is the preexponential factor in the equation for the reaction rate of liquid-phase oxidation of oil,
E is the activation energy of the liquid-phase oxidation reaction of oil, kcal / mol;
R is the universal gas constant, kcal / mol · K;
T is the temperature in the bottomhole formation zone, K;
e is the base of the natural logarithms.
Свободный кислород вступает в реакцию жидкофазного окисления с пластовой нефтью с выделением дополнительного (к вводимому с парогазом) тепла непосредственно в пласте. Так как скорость реакции окисления сильно зависит от температуры, то основное тепловыделение локализуется в прогреваемой призабойной зоне скважин, повышая энергетическую и технологическую эффективность процесса парогазоциклической обработки. Free oxygen enters into a liquid-phase oxidation reaction with reservoir oil with the release of additional (to the steam introduced with gas) heat directly in the reservoir. Since the rate of the oxidation reaction is highly dependent on temperature, the main heat release is localized in the heated bottom-hole zone of the wells, increasing the energy and technological efficiency of the steam-gas-cyclic treatment process.
Приведенное ограничение концентрации кислорода позволяет предотвратить переход реакции жидкофазного окисления в процесс неуправляемого внутрипластового горения нефти и превращает призабойную зону в генератор тепловой энергии с регулируемой температурой. В данном случае процесс внутрипластового горения нефти нежелателен, т. к. при нем температура поднимается до слишком высоких значений, опасных для эксплуатационной колонны скважины. The above limitation of the oxygen concentration prevents the transition of the liquid-phase oxidation reaction to the process of uncontrolled in-situ combustion of oil and turns the bottom-hole zone into a temperature-controlled thermal energy generator. In this case, the process of in-situ combustion of oil is undesirable, because when it the temperature rises to too high values that are dangerous for the production casing of the well.
Отличительной особенностью заявляемого способа является то, что с целью повышения энергетической и технологической эффективности парогазоциклического воздействия на призабойную зону скважин за счет дополнительного выделения тепла в призабойной зоне в результате жидкофазного окисления нефти парогазовый теплоноситель вырабатывают с таким составом, что в газообразной неконденсирующейся фазе его содержится свободный кислород, причем, когда температура в призабойной зоне пласта начинает превышать температуру парогаза на забое скважины, максимальную мольную концентрацию кислорода поддерживают в пределах, определяемых соотношением:
Преимущество заявляемого способа перед прототипом покажем расчетом температурного поля в призабойной зоне пласта толщиной h = 5 м, залегающего на глубине 700 м, при нагнетании в скважину парогаза по двум вариантам:
- с содержанием в газовой фазе кислорода с мольной концентрацией 0,1079 (заявляемый способ);
- без содержания кислорода (прототип).A distinctive feature of the proposed method is that in order to increase the energy and technological efficiency of the vapor-gas-cyclic effect on the bottom-hole zone of the wells due to additional heat generation in the bottom-hole as a result of liquid-phase oxidation of oil, the gas-vapor heat carrier is generated with such a composition that it contains free oxygen in the gaseous non-condensing phase moreover, when the temperature in the bottom-hole zone of the formation begins to exceed the temperature of the gas and vapor at the bottom us, the maximum molar concentration of oxygen is maintained within the limits defined by the relation:
The advantage of the proposed method over the prototype will show the calculation of the temperature field in the bottomhole formation zone with a thickness of h = 5 m, which lies at a depth of 700 m, when the vapor gas is injected into the well in two ways:
- with the content in the gas phase of oxygen with a molar concentration of 0.1079 (the inventive method);
- without oxygen content (prototype).
В таблице 1 приводятся параметры парогазового теплоносителя на устье и забое скважины для обоих вариантов. Table 1 shows the parameters of the gas-vapor coolant at the wellhead and bottom hole for both options.
Как видно из таблицы 1, тепловые потери по стволу скважины составляют около 70% от вводимого на устье скважины тепла. As can be seen from table 1, the heat loss along the wellbore is about 70% of the heat introduced at the wellhead.
На чертеже представлены результаты расчета температурного поля пласта в призабойной зоне скважины при нагнетании в нее 328,32 т парогаза в течение 288 часов. Пунктирной линией показано распределение температуры при нагнетании парогаза без содержания кислорода, т.е. по технологии прототипа. В этом случае радиус прогретой зоны равен 5,5 м, а температура в прогретой зоне не превышает 65oC. Количество тепла, накопленного в прогретой зоне, равно 6851600 ккал, количество тепла, введенного в скважину, составляет 48912460 ккал. Таким образом, коэффициент теплоиспользования для технологии прототипа равен:
Сплошными линиями на чертеже показано распределение температуры в призабойной зоне скважины при нагнетании в нее парогаза с мольным содержанием кислорода 0,1079 (заявляемый способ) для трех значений времени: 132, 204 и 288 часов. Изменение температуры во времени и характер ее распределения позволяет выделить в призабойной зоне три области. Сплошными линиями на рис. 1 показано распределение температуры в призабойной зоне скважины при нагнетании в нее парогаза с мольным содержанием кислорода 0,1079 (заявляемый способ) для трех значений времени: 132, 204 и 288 часов. Изменение температуры во времени и характер ее распределения позволяет выделить в призабойной зоне три области:
- область 1 с приблизительно постоянной температурой, равной температуре нагнетаемого парогаза (на расстоянии до 2 м от ствола скважины). В этой области реакция жидкофазного окисления протекает медленно, скорость генерации тепла мала;
- область 2 интенсивной генерации тепла в результате быстрого протекания реакции жидкофазного окисления нефти (в интервале 2-3 м от ствола скважины), благодаря тому, что в нагнетаемом парогазе выдерживается ограничительное соотношение по концентрации кислорода:
Область максимальной температуры находится от ствола скважины на расстоянии 3 м, а процесс генерации тепла протекает при температуре, не превышающей 200oC, т.е. реализуются безопасные для конструкции скважины условия;
- область 3 пласта, прогреваемая генерируемым в области 2 теплом посредством его конвективного переноса. В этой области реакции жидкофазного окисления не идут, т.к. концентрация кислорода равна 0, кислород полностью расходуется в областях 1 и 2.The drawing shows the results of calculating the temperature field of the formation in the near-well zone of the well when 328.32 tons of steam and gas are injected into it for 288 hours. The dashed line shows the temperature distribution during the injection of gas without oxygen, i.e. on prototype technology. In this case, the radius of the heated zone is 5.5 m, and the temperature in the heated zone does not exceed 65 o C. The amount of heat accumulated in the heated zone is 6851600 kcal, the amount of heat introduced into the well is 48912460 kcal. Thus, the heat transfer coefficient for the technology of the prototype is equal to:
The solid lines in the drawing show the temperature distribution in the bottomhole zone of the well when steam is injected into it with a molar oxygen content of 0.1079 (the inventive method) for three times: 132, 204 and 288 hours. The change in temperature over time and the nature of its distribution makes it possible to distinguish three regions in the bottomhole zone. The solid lines in Fig. 1 shows the temperature distribution in the bottomhole zone of a well when steam is injected into it with a molar oxygen content of 0.1079 (the inventive method) for three times: 132, 204 and 288 hours. The change in temperature over time and the nature of its distribution allows us to distinguish three areas in the bottomhole zone:
- region 1 with an approximately constant temperature equal to the temperature of the injected gas (at a distance of 2 m from the wellbore). In this region, the liquid-phase oxidation reaction proceeds slowly; the rate of heat generation is small;
- region 2 of intensive heat generation as a result of the rapid reaction of liquid-phase oxidation of oil (in the range of 2-3 m from the wellbore), due to the fact that a restrictive ratio of oxygen concentration is maintained in the injected gas and vapor:
The maximum temperature region is located at a distance of 3 m from the wellbore, and the heat generation process proceeds at a temperature not exceeding 200 o C, i.e. safe conditions for well construction are implemented;
- region 3 of the reservoir, heated by the heat generated in region 2 by means of its convective transfer. In this region, the reactions of liquid-phase oxidation do not occur, because the oxygen concentration is 0, oxygen is completely consumed in areas 1 and 2.
Генерация тепла в результате жидкофазного окисления пластовой нефти позволяет прогреть пласт на значительно большую глубину и до более высокой температуры, чем по технологии, предусмотренной прототипом. Heat generation as a result of liquid-phase oxidation of reservoir oil allows the formation to be heated to a much greater depth and to a higher temperature than by the technology provided by the prototype.
Так, для рассматриваемого примера по технологии заявляемого способа:
- радиус прогретой зоны превышает 7 м;
- максимальная температура прогретой зоны достигает 189oC;
- количество введенного в скважину тепла - 48905890 ккал;
- количество накопленного в пласте тепла - 32172257 ккал;
- коэффициент теплоиспользования: 
То есть у заявляемого способа коэффициент теплоиспользования в 4,7 раза выше, чем у прототипа.So, for the considered example according to the technology of the proposed method:
- the radius of the heated zone exceeds 7 m;
- the maximum temperature of the heated zone reaches 189 o C;
- the amount of heat introduced into the well - 48905890 kcal;
- the amount of heat accumulated in the formation - 32172257 kcal;
- heat utilization coefficient:
That is, the proposed method, the heat utilization coefficient is 4.7 times higher than that of the prototype.
Кроме этого, поскольку дебит нефти скважины в фазе извлечения нефти возрастает с увеличением радиуса прогретой зоны и ее температуры, дополнительная добыча нефти от парогазоциклической обработки по заявляемому способу (т. е. технологическая эффективность) будет значительно выше, чем у прототипа. In addition, since the oil flow rate of the well in the oil extraction phase increases with increasing radius of the heated zone and its temperature, additional oil production from steam and gas cyclic processing according to the claimed method (i.e., technological efficiency) will be significantly higher than that of the prototype.
Предлагаемая технология может найти применение практически во всех нефтегазодобывающих регионах России. Она позволит сократить почти в 5 раз энергетические затраты на добычу дополнительной нефти по сравнению с известными технологиями. The proposed technology can find application in almost all oil and gas producing regions of Russia. It will reduce energy costs for the extraction of additional oil by almost 5 times in comparison with known technologies.
Источники, принятые во внимание при экспертизе
1. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М., Недра, 1988.Sources taken into account in the examination
1. Bourget J., Surio P., Combarnu M. Thermal methods of enhanced oil recovery. M., Nedra, 1988.
2. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1988. 2. Baibakov N.K., Garushev A.R. Thermal methods for developing oil fields. M., Nedra, 1988.
3. Патент Российской Федерации N 2066744, E 21 B 43/42 (43/27). 3. Patent of the Russian Federation N 2066744, E 21 B 43/42 (43/27).
4. Патент Российской Федерации N 1800007, E 21 B 43/24. 4. Patent of the Russian Federation N 1800007, E 21 B 43/24.
Claims (1)
где Х02 - мольная концентрация кислорода в парогазе, доли единицы;
Мпг - масса парогаза, вырабатываемого парогенератором при сжигании 1 кг топлива, кг;
i - удельное теплосодержание парогаза при температуре в призабойной зоне пласта, ккал/кг;
i3 - удельное теплосодержание парогаза на забое скважины, ккал/кг;
h - эффективная толщина пласта, м;
А - предэкспеоненциальный множитель в уравнении для скорости реакции жидкофазного окисления нефти
Е - энергия активации реакции жидкофазного окисления нефти, ккал/моль;
R - универсальная газовая постоянная, ккал/моль · К;
Т - температура в призабойной зоне пласта, К;
е - основание натуральных логарифмов.A method for cyclic exposure of a vapor-gas coolant to the bottom-hole zone of a viscous oil formation, including pumping an estimated amount of a gas-vapor coolant containing water vapor, oil-soluble gas and non-condensable gas through a well, and subsequent selection of well production, characterized in that the gas-vapor coolant is produced with such a composition that in the gaseous non-condensable phase it contains free oxygen, and when the temperature in the bottom-hole zone exceeds the temperature of the gas while downhole, the maximum molar concentration of oxygen is maintained within the limits defined by the relation:
where X 02 is the molar concentration of oxygen in the combined-cycle gas, fractions of a unit;
M PG - the mass of gas produced by the steam generator when burning 1 kg of fuel, kg;
i - specific heat content of steam and gas at a temperature in the bottomhole formation zone, kcal / kg;
i 3 - specific heat content of gas and steam at the bottom of the well, kcal / kg;
h is the effective thickness of the reservoir, m;
A is the preexponential factor in the equation for the reaction rate of liquid-phase oxidation of oil
E is the activation energy of the reaction of liquid-phase oxidation of oil, kcal / mol;
R is the universal gas constant, kcal / mol · K;
T is the temperature in the bottomhole formation zone, K;
e is the basis of natural logarithms.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99100358/03A RU2164289C2 (en) | 1999-01-15 | 1999-01-15 | Process of cyclic action with steam and gas heat-transfer agent on face zone of pool with viscous oil |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99100358/03A RU2164289C2 (en) | 1999-01-15 | 1999-01-15 | Process of cyclic action with steam and gas heat-transfer agent on face zone of pool with viscous oil |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU99100358A RU99100358A (en) | 2000-10-27 |
| RU2164289C2 true RU2164289C2 (en) | 2001-03-20 |
Family
ID=20214450
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99100358/03A RU2164289C2 (en) | 1999-01-15 | 1999-01-15 | Process of cyclic action with steam and gas heat-transfer agent on face zone of pool with viscous oil |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2164289C2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2624858C1 (en) * | 2016-07-27 | 2017-07-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Recovery method of high-viscosity oil deposit by steam cyclic effect |
| RU2633930C1 (en) * | 2016-08-17 | 2017-10-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Recovery method of high-viscosity oil deposit by steam cyclic effect |
| RU2645058C1 (en) * | 2017-02-10 | 2018-02-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscous oil deposit with cyclic steam soaking |
-
1999
- 1999-01-15 RU RU99100358/03A patent/RU2164289C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| БОГОРАД Ю.Д. и др. Термические способы добычи нефти. - М.: ЦНИИПИ, 1965, с.30. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2624858C1 (en) * | 2016-07-27 | 2017-07-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Recovery method of high-viscosity oil deposit by steam cyclic effect |
| RU2633930C1 (en) * | 2016-08-17 | 2017-10-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Recovery method of high-viscosity oil deposit by steam cyclic effect |
| RU2645058C1 (en) * | 2017-02-10 | 2018-02-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscous oil deposit with cyclic steam soaking |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4043129A (en) | High temperature geothermal energy system | |
| US4364232A (en) | Flowing geothermal wells and heat recovery systems | |
| Gupta et al. | Christina Lake solvent aided process pilot | |
| US4054176A (en) | Multiple-completion geothermal energy production systems | |
| US4201060A (en) | Geothermal power plant | |
| US4149385A (en) | Well stimulation and systems for recovering geothermal heat | |
| US3957108A (en) | Multiple-completion geothermal energy production systems | |
| CA2665266A1 (en) | Producing resources using steam injection | |
| US4512155A (en) | Flowing geothermal wells and heat recovery systems | |
| US20120018120A1 (en) | Geothermal energy extraction system and method | |
| US20190257183A1 (en) | Processes for producing hydrocarbons from a reservoir | |
| RU2164289C2 (en) | Process of cyclic action with steam and gas heat-transfer agent on face zone of pool with viscous oil | |
| CN104520529A (en) | Bitumen recovery process | |
| US4051677A (en) | Multiple-completion geothermal energy production systems | |
| RU2312329C1 (en) | Method of determining vapor dryness | |
| JPS62133287A (en) | Method and device for sampling geothermal fluid | |
| CN107191167B (en) | Method for improving steam assisted gravity drainage development by using urea | |
| RU2713682C1 (en) | Method of development of a deposit of high-viscosity and ultra-viscous oil by thermal methods at a late stage of development | |
| RU2657312C1 (en) | Method for oil production | |
| RU99100358A (en) | METHOD FOR CYCLIC INFLUENCE OF A STEAM-GAS HEATER ON THE BOTTOMFLOUR ZONE OF A VISCOUS OIL | |
| RU2400620C1 (en) | Development method of high-viscosity oil field at thermal steam action on formation | |
| CA2929924C (en) | Processes for producing hydrocarbons from a reservoir | |
| RU2304707C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil pool | |
| RU2435951C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposit | |
| RU2139421C1 (en) | Method for development of oil deposit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060116 |