RU2267604C1 - Mine oil field development method - Google Patents
Mine oil field development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2267604C1 RU2267604C1 RU2005106265/03A RU2005106265A RU2267604C1 RU 2267604 C1 RU2267604 C1 RU 2267604C1 RU 2005106265/03 A RU2005106265/03 A RU 2005106265/03A RU 2005106265 A RU2005106265 A RU 2005106265A RU 2267604 C1 RU2267604 C1 RU 2267604C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- oil
- temperature
- underground
- sensors
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти.The present invention relates to the oil industry and may find application in the development of high-viscosity oil fields.
Известен способ добычи высоковязкой нефти с применением тепла. Способ включает бурение в центре элемента разработки вертикальных нагнетательных скважин, вдоль которых располагают горизонтальные добывающие скважины. Вдоль горизонтального ствола бурят вертикальные добывающие скважины, из которых часть скважин располагают в непосредственной близости от горизонтального ствола, вплоть до пересечения с ним. Остальные добывающие вертикальные скважины располагают на расстоянии 3-20 м от их забоев до горизонтального ствола. Закачку пара осуществляют в нагнетательные вертикальные скважины и вертикальные добывающие скважины. Одновременно из добывающих скважин отбирают нефть. После прорыва пара в вертикальные добывающие скважины закачку его прекращают, продолжая отбирать нефть. Скважины после прекращения закачки в них пара и снижения давления на устье также используют для отбора нефти. Через указанные скважины добывается нефть, притекающая к горизонтальным стволам. В случае снижения температуры и дебитов по скважинам проводят следующий цикл закачки пара. После стабилизации температуры в призабойной зоне добывающих скважин на уровне 60-80°С периодическую закачку пара в скважины прекращают и в дальнейшем их используют для отбора нефти (Патент РФ №2046934, кл. Е 21 В 43/24, опубл. 27.10.95).A known method of producing highly viscous oil using heat. The method includes drilling in the center of an element for developing vertical injection wells along which horizontal production wells are located. Vertical production wells are drilled along the horizontal wellbore, of which some of the wells are located in the immediate vicinity of the horizontal wellbore, right up to the intersection with it. The remaining producing vertical wells are located at a distance of 3-20 m from their faces to the horizontal wellbore. Steam is injected into vertical injection wells and vertical production wells. At the same time, oil is taken from production wells. After steam breakthrough into vertical production wells, the injection is stopped, while continuing to take oil. Wells after the cessation of injection of steam into them and a decrease in pressure at the wellhead are also used for oil recovery. Through these wells, oil is flowing to the horizontal shafts. In the event of a decrease in temperature and flow rates in the wells, the next steam injection cycle is carried out. After stabilization of the temperature in the bottom-hole zone of production wells at a level of 60-80 ° C, the periodic injection of steam into the wells is stopped and subsequently they are used for oil extraction (RF Patent No. 2046934, CL E 21 B 43/24, publ. 10.27.95) .
Известный способ имеет невысокую нефтеотдачу и темп разработки, а применение способа связано с дорогостоящим бурением множества дополнительных скважин.The known method has a low oil recovery and development rate, and the application of the method is associated with the expensive drilling of many additional wells.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, бурение скважины с поверхности в центр разрабатываемого блока, бурение в подземную галерею контрольной скважины, ее оборудование термодатчиком для контроля температуры в галерее, закачку пара в нагнетательные скважины с поверхности до начала резкого повышения температуры в галерее, прекращение закачки пара, отбор нефти из добывающих скважин до тех пор, пока дебит скважин по нефти не достигнет минимально рентабельного уровня, повторение циклов закачки пара и отбора нефти, при повышении температуры в подземной галерее до 90°С осуществление закачки воды через контрольную скважину, одновременно отбор нефти через остальные скважины с поверхности до максимально допустимой обводненности (Патент РФ №2143060, кл. Е 21 В 43/24, оп. 1999.12.20 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of mine development of a highly viscous oil field, including drilling injection and producing wells, drilling a well from the surface to the center of the block being developed, drilling into an underground gallery of a control well, its equipment with a temperature sensor to control the temperature in the gallery, injecting steam to injection wells from the surface before the sharp increase in temperature in the gallery, the cessation of steam injection, the extraction of oil from producing wells until the oil production rate of the wells reaches the minimum cost-effective level, repeating the steam injection and oil extraction cycles, when the temperature in the underground gallery rises to 90 ° С, water is pumped through the control well, while oil is taken through the remaining wells from the surface to the maximum permissible water cut (RF Patent No. 2143060, class E 21 B 43/24, op. 1999.12.20 - prototype).
Известный способ позволяет регулировать температуру в подземной галерее и предотвращать прорывы пара в существующие горные выработки. Однако способ требует бурения дополнительных скважин. Способ сложен, нетехнологичен, приводит к повышению обводненности добываемой нефти. Регулировка температуры достигается сложным и нерациональным путем заводнения шахты.The known method allows you to adjust the temperature in the underground gallery and prevent steam breakthroughs in existing mine workings. However, the method requires drilling additional wells. The method is complex, low-tech, leads to increased water cut of the produced oil. Temperature control is achieved in a complex and irrational way by flooding the mine.
В предложенном изобретении решается задача упрощения регулировки температуры добываемой нефти, повышение технологической и экономической эффективности термошахтной разработки по подземно-поверхностной системе, а также безопасности ведения работ в горных выработках.The proposed invention solves the problem of simplifying the regulation of the temperature of the produced oil, increasing the technological and economic efficiency of thermal mine development using an underground-surface system, as well as the safety of mining operations.
Задача решается тем, что в способе шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающем проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных и подземных добывающих и парораспределительных скважин, оборудование датчиками для контроля температуры подземных скважин, закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины, прекращение закачки пара при повышении температуры и отбор нефти из подземных скважин, согласно изобретению оборудование датчиками для контроля температуры проводят на устьях подземных скважин, в качестве датчиков используют оптические датчики, регистрирующие температуру добываемой жидкости, информацию от датчиков передают по оптическому кабелю в компьютер, в котором производят обработку полученной информации, из компьютера управляющие команды передают на управляющие устройства поверхностных нагнетательных скважин, которые производят подачу или прерывание подачи пара в соответствующие нагнетательные скважины для обеспечения равномерности прогрева нефтяного пласта и интенсификации добычи нефти.The problem is solved in that in the method of mine development of a highly viscous oil field, including mining, drilling surface injection and underground production and steam distribution wells, equipping sensors for monitoring the temperature of underground wells, injecting steam into surface injection wells, stopping steam injection at higher temperatures and the selection of oil from underground wells, according to the invention, equipment with sensors for monitoring temperature is carried out at the mouths of underground wells, as sensors, optical sensors are used to record the temperature of the produced fluid, information from the sensors is transmitted via an optical cable to a computer in which the received information is processed, control commands are transmitted from the computer to control devices of surface injection wells that supply or interrupt steam supply to the corresponding injection wells wells to ensure uniform heating of the oil reservoir and intensification of oil production.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1. проходка горных выработок;1. mining;
2. бурение поверхностных нагнетательных и подземных добывающих и парораспределительных скважин;2. Drilling of surface injection and underground production and steam distribution wells;
3. оборудование датчиками для контроля температуры подземных скважин;3. equipment with sensors for monitoring the temperature of underground wells;
4. закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины;4. steam injection into surface injection wells;
5. прекращение закачки пара при повышении температуры;5. cessation of steam injection with increasing temperature;
6. отбор нефти из подземных скважин;6. selection of oil from underground wells;
7. оборудование датчиками для контроля температуры на устьях подземных скважин;7. equipment with sensors for monitoring temperature at the mouths of underground wells;
8. использование в качестве датчиков оптических датчиков, регистрирующих температуру добываемой жидкости;8. use as sensors optical sensors that record the temperature of the produced fluid;
9. передача информации от датчиков по оптическому кабелю в компьютер;9. transmitting information from sensors via optical cable to a computer;
10. обработка полученной информации;10. processing the information received;
11. передача из компьютера управляющих команд на управляющие устройства поверхностных нагнетательных скважин;11. transfer of control commands from a computer to control devices of surface injection wells;
12. подача или прерывание подачи пара в соответствующие нагнетательные скважины для обеспечения равномерности прогрева нефтяного пласта и интенсификации добычи нефти.12. supply or interruption of steam supply to the respective injection wells to ensure uniform heating of the oil reservoir and intensification of oil production.
Признаки 1-6 являются общими с прототипом, признаки 7-12 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1-6 are common with the prototype, signs 7-12 are the essential distinguishing features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При шахтной разработке месторождения высоковязкой нефти возникают трудности по выравниванию температуры добываемой жидкости (нефти) на устьях разных добывающих скважин. Выравнивание температуры добываемой жидкости по подземным скважинам способствует равномерной выработке запасов. Регулирование температуры добываемой жидкости по подземным скважинам с помощью регулирования закачки пара по поверхностным нагнетательным скважинам позволяет перейти на безлюдную технологию добычи нефти, с отсутствием обслуживающего персонала в горных выработках, обеспечивающих добычу нефти. Это позволяет повысить температуру прогрева пласта и добываемой нефти и за счет этого повысить нефтеотдачу и темп разработки месторождения.During mine development of a highly viscous oil field, difficulties arise in aligning the temperature of the produced fluid (oil) at the mouths of different producing wells. Equalizing the temperature of the produced fluid in underground wells contributes to the uniform development of reserves. Regulation of the temperature of the produced fluid in underground wells by regulating the injection of steam through surface injection wells makes it possible to switch to an uninhabited technology for oil production, with the absence of maintenance personnel in the mines providing oil production. This allows you to increase the heating temperature of the reservoir and produced oil and thereby increase oil recovery and the rate of development of the field.
В предложенном способе решается задача упрощения регулировки температуры добываемой нефти, повышение технологической и экономической эффективности подземно-поверхностной системы термошахтной разработки, безопасности ведения работ в горных выработках и переход на безлюдную технологию. Задача решается следующим образом.The proposed method solves the problem of simplifying the regulation of the temperature of the produced oil, increasing the technological and economic efficiency of the underground-surface thermal mine system, the safety of mining operations and the transition to uninhabited technology. The problem is solved as follows.
При шахтной разработке месторождения высоковязкой нефти по подошве продуктивного пласта или ниже ее проходят горную выработку. С поверхности бурят нагнетательные скважины. В зоны забоев поверхностных нагнетательных скважин из подземной галереи бурят парораспределительные скважины. Между парораспределительными скважинами из горной выработки бурят добывающие скважины. С поверхности закачивают пар в нагнетательные скважины и прогревают пласт. В горной выработке отбирают жидкость из подземных скважин и перекачивают ее по нефтепроводу на поверхность или подземный центральный пункт сбора нефти. Для измерения температуры добываемой жидкости проводят оборудование устьев подземных скважин датчиками для контроля температуры добываемой жидкости. В качестве датчиков используют оптические датчики, регистрирующие температуру добываемой жидкости. Информацию от датчиков передают по оптическому волоконному кабелю в компьютер, размещенный на поверхности. В компьютере производят обработку полученной информации. Из компьютера управляющие команды передают на управляющие устройства поверхностных нагнетательных скважин, которые производят подачу или прерывание подачи пара в соответствующие поверхностные нагнетательные скважины для обеспечения равномерности прогрева нефтяного пласта и интенсификации добычи нефти.During the mine development of a highly viscous oil field, mining is carried out at the bottom of the reservoir or below it. Injection wells are drilled from the surface. Steam distribution wells are drilled into the bottomhole zones of surface injection wells from an underground gallery. Between the steam distribution wells from the mine workings are drilling production wells. Steam is pumped from the surface into injection wells and the formation is heated. In a mine, liquid is taken from underground wells and pumped through an oil pipeline to a surface or an underground central oil collection point. To measure the temperature of the produced fluid, the wellheads are equipped with sensors to monitor the temperature of the produced fluid. As sensors use optical sensors that record the temperature of the produced fluid. Information from the sensors is transmitted via an optical fiber cable to a computer located on the surface. The computer processes the received information. From the computer, control commands are transferred to control devices of surface injection wells, which supply or interrupt steam supply to the corresponding surface injection wells to ensure uniform heating of the oil reservoir and intensification of oil production.
Поверхностные нагнетательные скважины обвязывают системой управления, обеспечивающей подключение и отключение их от системы нагнетания. Подземные скважины обвязывают датчиками для замера температуры добываемой жидкости. При повышении температуры добываемой жидкости по подземной скважине выше установленных пределов производят отключение поверхностных нагнетательных скважин, имеющих гидродинамическую связь с этой подземной скважиной, от системы нагнетания теплоносителя. В результате температура добываемой жидкости по подземной скважине нормализуется. В горных выработках устанавливают только оптические датчики, регистрирующие температуру добываемой жидкости. Они не требуют обслуживания, а следовательно, эксплуатацию горных выработок можно перевести на закрытый (безлюдный) режим. Безлюдный режим эксплуатации горных выработок, из которых пробурены подземные скважины, позволяет повышать температуру в них до 100°С, что ведет к повышению средней температуры пласта и темпа добычи нефти. Датчики, регистрирующие температуру жидкости, представляют собой зеркало, которое устанавливается на биметаллической пластине. Зеркало и биметаллическая пластина находятся в герметичном корпусе. Датчик крепится к устью подземной скважины. Добываемая жидкость нагревает поверхность скважины. В зависимости от температуры биметаллическая пластина изгибается. По оптическому волоконному кабелю на зеркало подается световой сигнал, а отраженный сигнал попадает на второй оптический волоконный кабель, по которому передается на оцифрователь, связанный с компьютером, находящимся на поверхности. Сигнал оцифровывается в соответствии с мощностью отраженного сигнала. Полученная информация выдается на экран компьютера. С помощью программы производится управление работой поверхностных нагнетательных скважин. Возможен вариант, когда работой поверхностных нагнетательных скважин управляет диспетчер нефтешахты. Использование оптических датчиков и оптико-волоконной связи обеспечивает полную пожарную безопасность в горных выработках при применении этих устройств.The surface injection wells are tied with a control system that provides for connecting and disconnecting them from the injection system. Underground wells are tied with sensors to measure the temperature of the produced fluid. If the temperature of the produced fluid rises above the established well above the established limits, the surface injection wells having hydrodynamic connection with this underground well are disconnected from the coolant injection system. As a result, the temperature of the produced fluid in the underground well is normalized. In mining, only optical sensors are installed that record the temperature of the produced fluid. They do not require maintenance, and therefore, the operation of mining can be transferred to a closed (uninhabited) mode. The uninhabited operating regime of the mine workings, from which underground wells have been drilled, makes it possible to increase the temperature in them to 100 ° C, which leads to an increase in the average temperature of the formation and the rate of oil production. Sensors that record the temperature of the liquid are a mirror that is mounted on a bimetallic plate. The mirror and the bimetal plate are in a sealed enclosure. The sensor is attached to the mouth of an underground well. The produced fluid heats the surface of the well. Depending on the temperature, the bimetallic plate bends. A light signal is supplied to the mirror via an optical fiber cable, and the reflected signal is transmitted to a second optical fiber cable, through which it is transmitted to a digitizer connected to a computer located on the surface. The signal is digitized in accordance with the power of the reflected signal. The received information is displayed on a computer screen. Using the program, the work of surface injection wells is controlled. A variant is possible when the operation of the surface injection wells is controlled by the oil mine dispatcher. The use of optical sensors and fiber-optic communication provides complete fire safety in the mine workings when using these devices.
Заявленный способ обеспечивает автоматическое регулирование закачкой теплоносителя в нефтяной пласт в зависимости от температуры добываемой жидкости по подземным скважинам, безлюдную эксплуатацию горных выработок, из которых пробурены подземные скважины, позволяет повысить температуру в этих выработках до 100°С, что обеспечивает повышение средней температуры пласта и, соответственно, темпа нефтеотдачи пласта, повышает безопасность работы в нефтяных шахтах.The claimed method provides automatic control of the coolant pumping into the oil reservoir depending on the temperature of the produced fluid in underground wells, the deserted operation of the mine workings from which underground wells are drilled, allows to increase the temperature in these workings to 100 ° C, which ensures an increase in the average temperature of the formation and, accordingly, the rate of oil recovery, increases the safety of work in oil mines.
Использование оптических систем для регистрации температуры и передачи информации обеспечивает полную пожарную безопасность при применении их в шахтных условиях, а также они не требуют своего обслуживания, что позволяет перейти на закрытую эксплуатацию разрабатываемых участков.The use of optical systems for recording temperature and transmitting information ensures complete fire safety when used in mine conditions, and they do not require any maintenance, which allows switching to closed operation of the developed sites.
На фиг.1 изображены участок разрабатываемого месторождения и общая схема управления работой скважин. На фиг.2 (разрез по А-А) представлена схема обвязки системой регистрации температуры добываемой жидкости по подземным скважинам. На фиг.3 показано принципиальное устройство датчика температуры.Figure 1 shows the plot of the field being developed and the general scheme for controlling the operation of wells. Figure 2 (section aa) presents a diagram of the strapping system registration temperature of the produced fluid in underground wells. Figure 3 shows the principle device of the temperature sensor.
На участке месторождения высоковязкой нефти или природного битума 1, обустроенного для термошахтной разработки по подземно-поверхностной системе, в горных выработках 2 на устьях подземных добывающих и парораспределительных скважин 3 устанавливают датчики температуры 4. На датчики температуры 4 подают сигнал от источника света постоянной мощности 5 по оптическому волоконному кабелю 6. В датчике температуры 4 световой сигнал попадает на зеркало 7, которое укреплено на биметаллической пластине 8. В зависимости от температуры поверхности скважины, которая определяется температурой добываемой жидкости, биметаллическая пластина 8 изгибается, поэтому отраженный световой сигнал, попадающий на приемный оптический волоконный кабель 9, имеет изменяющуюся мощность в зависимости от изгибания биметаллической пластины 8.
По оптическому волоконному кабелю 9 отраженный сигнал поступает на оцифрователь 10, который производит перевод сигнала в значение температуры, соответствующей его мощности. Оцифрованный сигнал по системе связи 11 поступает в компьютер 12, где по программе производится его обработка. Информация о температуре добываемой жидкости по подземным скважинам отображается на дисплее компьютера 12.On the
После программной обработки входящего сигнала в компьютер 12 выдается управляющая команда по каналу связи 13 в оцифрователь 10 и далее по каналу связи 14 на устройства (на фиг. не показаны), обеспечивающие открытие или. закрытие поверхностных нагнетательных скважин 15. Открытие или закрытие поверхностных нагнетательных скважин 15 может также производиться по команде диспетчера нефтешахты.After software processing of the input signal to the
На фиг.1-3 стрелками показаны направления передачи оптического сигнала.1-3, the arrows indicate the transmission directions of the optical signal.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разрабатывают участок Ярегского месторождения высоковязкой нефти со следующими характеристиками: глубина - 200 м, начальная пластовая температура - 8°С, пластовое давление - 0,1 МПа, толщина продуктивного пласта - 26 м, пористость коллектора - 26%, проницаемость - 3 мкм2, нефтенасыщенность - 87%, вязкость нефти - 12000 мПа·с, плотность нефти - 933 кг/м3.A section of the Yaregskoye field of high viscosity oil is being developed with the following characteristics: depth - 200 m, initial reservoir temperature - 8 ° C, reservoir pressure - 0.1 MPa, reservoir thickness - 26 m, reservoir porosity - 26%, permeability - 3 μm 2 , oil saturation - 87%, oil viscosity - 12000 MPa · s, oil density - 933 kg / m 3 .
На участке разработки 1 вдоль границы бурят поверхностные нагнетательные скважины 15 с шагом 50 м и подземные (добывающие и парораспределительные) скважины 3. Парораспределительные скважины бурят в зоны забоев нагнетательных скважин 15 из подземной галереи 2. Между парораспределительными скважинами из подземной галереи 2 бурят добывающие скважины. Расстояние между забоями подземных скважин 3 равно 25 м. С поверхности закачивают пар с расходом 200 т/сут. в поверхностные нагнетательные скважины 15 и прогревают пласт. Добываемая жидкость из подземных скважин 3 сливается в нефтесборную канавку, сооруженную в горной выработке 2, которая самотеком транспортируется до участкового сборного пункта, откуда перекачивается по нефтепроводу на поверхность или на подземный центральный пункт сбора нефти.At development site 1, surface injection wells 15 are drilled along the border with a pitch of 50 m and underground (production and steam distribution)
На устьях подземных скважин 3 устанавливают датчики температуры 4. На датчики температуры 4 подают сигнал от источника света постоянной мощности 5 по оптическому волоконному кабелю 6. В датчике температуры 4 световой сигнал попадает на зеркало 7, которое укреплено на биметаллической пластине 8. В зависимости от температуры поверхности скважины, которая определяется температурой добываемой жидкости, биметаллическая пластина 8 изгибается, поэтому отраженный световой сигнал, попадающий на приемное оптическое волокно 9, имеет изменяющуюся мощность в зависимости от изгибания биметаллической пластины 8.
По оптическому волоконному кабелю 9 отраженный сигнал поступает на оцифрователь 10, который в зависимости от мощности отраженного сигнала производит перевод сигнала в значение температуры, соответствующей его мощности. Оцифрованный сигнал по системе связи 11 поступает в компьютер 12, где по программе производится его обработка. Информация о температуре добываемой жидкости по подземным скважинам отображается на дисплее компьютера 12.On the
По каждой подземной скважине геолог нефтешахты задает предельные значения температуры добываемой жидкости, которые определяются равномерностью прогрева пласта и интенсификацией добычи нефти по участку. Каждая поверхностная нагнетательная скважина 15 имеет гидродинамическую связь с определенным кругом подземных скважин. С помощью изменения объемов закачки теплоносителя по поверхностным нагнетательным скважинам 15 обеспечивают равномерный прогрев нефтяного пласта и интенсифицируют добычу нефти по участку.For each underground well, the oil geologist sets the temperature limits for the produced fluid, which are determined by the uniformity of the heating of the reservoir and the intensification of oil production in the area. Each surface injection well 15 has a hydrodynamic connection with a particular circle of underground wells. By changing the volumes of coolant injection through the surface injection wells 15, the oil layer is uniformly heated and oil production is intensified in the area.
После программной обработки входящего сигнала в компьютер выдается управляющая команда по каналу связи 13 в оцифрователь 10 и далее по каналу связи 14 на устройства (на фиг. не показаны), обеспечивающие открытие или закрытие поверхностных нагнетательных скважин 15. Открытие или закрытие поверхностных нагнетательных скважин 15 может также производиться по команде диспетчера нефтешахты.After software processing the incoming signal to the computer, a control command is issued via
Предложенный способ позволяет перейти на безлюдную шахтную технологию добычи нефти. При выводе обслуживающего персонала из горной выработки 2 температуру рудничной атмосферы в ней можно повышать до 100°С вместо 26°С при ее эксплуатации с обслуживающим персоналом. Это позволяет существенно повысить среднюю температуру пласта до 100°С и более, а соответственно увеличить темп нефтеотдачи пласта и повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) до 0,7% вместо 0,54, достигнутом на Ярегском месторождении. По сравнению с прототипом время разработки участка месторождения (до КИН=0,54) снижается с 8 до 6 лет. За счет оптоволоконной техники обеспечена безопасность ведения работ. Себестоимость добываемой нефти снижается на 8%.The proposed method allows you to switch to a deserted mine oil production technology. When withdrawing maintenance personnel from
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005106265/03A RU2267604C1 (en) | 2005-03-09 | 2005-03-09 | Mine oil field development method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005106265/03A RU2267604C1 (en) | 2005-03-09 | 2005-03-09 | Mine oil field development method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2267604C1 true RU2267604C1 (en) | 2006-01-10 |
Family
ID=35872573
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005106265/03A RU2267604C1 (en) | 2005-03-09 | 2005-03-09 | Mine oil field development method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2267604C1 (en) |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7448447B2 (en) | 2006-02-27 | 2008-11-11 | Schlumberger Technology Corporation | Real-time production-side monitoring and control for heat assisted fluid recovery applications |
RU2593614C1 (en) * | 2015-05-14 | 2016-08-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Государственный университет управления" (ГУУ) | Method for mining-well extraction scavenger oil and process equipment system therefor |
RU2616022C1 (en) * | 2016-03-24 | 2017-04-12 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Thermoshaft high-viscosity oil development method |
RU2625061C1 (en) * | 2016-03-15 | 2017-07-11 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Steam cutoff device for underground well in thermal-mining development of oil fields |
RU2648793C1 (en) * | 2017-01-09 | 2018-03-28 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Пермский федеральный исследовательский центр Уральского отделения Российской академии наук | Method for the mine development of the high-type oil field and the device for a closed oil collection system for its implementation |
RU2661958C1 (en) * | 2017-08-30 | 2018-07-23 | Андрей Владиславович Ковалев | Method of underground-surface development of high-viscosity oil field in the pass of mine workings and the device of micro-tunnel for implementation the same |
RU2661952C1 (en) * | 2017-08-30 | 2018-07-23 | Андрей Владиславович Ковалев | Method of thermal-mining development of deposits of high-viscosity oil mine workings and device for implementation the same |
-
2005
- 2005-03-09 RU RU2005106265/03A patent/RU2267604C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7448447B2 (en) | 2006-02-27 | 2008-11-11 | Schlumberger Technology Corporation | Real-time production-side monitoring and control for heat assisted fluid recovery applications |
RU2593614C1 (en) * | 2015-05-14 | 2016-08-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Государственный университет управления" (ГУУ) | Method for mining-well extraction scavenger oil and process equipment system therefor |
RU2625061C1 (en) * | 2016-03-15 | 2017-07-11 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Steam cutoff device for underground well in thermal-mining development of oil fields |
RU2616022C1 (en) * | 2016-03-24 | 2017-04-12 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Thermoshaft high-viscosity oil development method |
RU2648793C1 (en) * | 2017-01-09 | 2018-03-28 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Пермский федеральный исследовательский центр Уральского отделения Российской академии наук | Method for the mine development of the high-type oil field and the device for a closed oil collection system for its implementation |
RU2661958C1 (en) * | 2017-08-30 | 2018-07-23 | Андрей Владиславович Ковалев | Method of underground-surface development of high-viscosity oil field in the pass of mine workings and the device of micro-tunnel for implementation the same |
RU2661952C1 (en) * | 2017-08-30 | 2018-07-23 | Андрей Владиславович Ковалев | Method of thermal-mining development of deposits of high-viscosity oil mine workings and device for implementation the same |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2267604C1 (en) | Mine oil field development method | |
US20200217193A1 (en) | Mineshaft-stratum fracture coupled flowing simulation experiment device and method | |
AU2012379683B2 (en) | Enhanced geothermal systems and methods | |
CN100535380C (en) | Dynamic annular pressure control apparatus and method | |
US8141633B2 (en) | Detecting fluids in a wellbore | |
CN101694152B (en) | Multi-level fine choke manifold and automatic control system | |
RU2663528C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
US20060289156A1 (en) | Lateral control system | |
CN204436361U (en) | A kind of underground coal mine Hydraulic fracturing pressure flow quantity intelligent adjusting device | |
RU100553U1 (en) | HIGH-VISCOUS OIL FIELD DEVELOPMENT DEVICE | |
CA3031626C (en) | Real-time diversion control for stimulation treatments using tortuosity and step-down analysis | |
US6142229A (en) | Method and system for producing fluids from low permeability formations | |
Oballa et al. | Aspects of discretized wellbore modelling coupled to compositional/thermal simulation | |
Jacobs | Downhole fiber-optic monitoring: An evolving technology | |
US20100051268A1 (en) | Oil extraction system and oil extraction supervisory system | |
RU2321734C1 (en) | Method for fractured highly-viscous oil reservoir development | |
Mazzanti et al. | Artificial lift system for horizontal wells and other wells with problematic lift conditions | |
US20230332805A1 (en) | Geothermal heat exchange apparatus | |
RU2285118C1 (en) | Method for thermo-mining extraction of a deposit of highly viscous oil by means of branching wells in accordance to one-level system | |
RU2648793C1 (en) | Method for the mine development of the high-type oil field and the device for a closed oil collection system for its implementation | |
RU2803327C1 (en) | Method for operating a pair of wells producing high-viscosity oil | |
RU2661958C1 (en) | Method of underground-surface development of high-viscosity oil field in the pass of mine workings and the device of micro-tunnel for implementation the same | |
RU2730504C1 (en) | Method of development of high-viscosity oil deposit using thermal methods and device for implementation thereof | |
CN108397156A (en) | A kind of electric immersible pump well electromagnetic induction wax-proofing apparatus | |
CN108661599A (en) | A kind of application method of electric immersible pump well electromagnetic induction wax-proofing apparatus |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070310 |