RU2391497C1 - Method to develop high-viscosity oil deposit - Google Patents

Method to develop high-viscosity oil deposit Download PDF

Info

Publication number
RU2391497C1
RU2391497C1 RU2009122136/03A RU2009122136A RU2391497C1 RU 2391497 C1 RU2391497 C1 RU 2391497C1 RU 2009122136/03 A RU2009122136/03 A RU 2009122136/03A RU 2009122136 A RU2009122136 A RU 2009122136A RU 2391497 C1 RU2391497 C1 RU 2391497C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
wells
fuel
injection
water
horizontal
Prior art date
Application number
RU2009122136/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Раис Салихович Хисамов (RU)
Раис Салихович Хисамов
Равиль Рустамович Ибатуллин (RU)
Равиль Рустамович Ибатуллин
Рашит Газнавиевич Рамазанов (RU)
Рашит Газнавиевич Рамазанов
Гульшат Сагитовна Абдулмазитова (RU)
Гульшат Сагитовна Абдулмазитова
Дмитрий Витальевич Страхов (RU)
Дмитрий Витальевич Страхов
Радик Зяузятович Зиятдинов (RU)
Радик Зяузятович Зиятдинов
Владимир Борисович Оснос (RU)
Владимир Борисович Оснос
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority to RU2009122136/03A priority Critical patent/RU2391497C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2391497C1 publication Critical patent/RU2391497C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
  • Spray-Type Burners (AREA)

Abstract

FIELD: oil-and-gas industry.
SUBSTANCE: proposed method comprises injecting oxidiser via injection wells, carrying out fire flooding and extracting oil through output wells. Additionally, fuel mixed with water is injected into injection wells parallel to oxidiser. Output wells represent horizontal holes in the bed bottom part, while injection holes are vertical wells arranged at a certain distance from horizontal hole end and from each other to rule out outburst of fuel or oxidiser into other wells in direction along horizontal well continuation. Fuel is forced parallel with water on mixing it directly prior to injection into bed through vertical wells nearest to horizontal well while oxidiser is injected through remote wells. Fuel injection bottom hole pressure exceeds that of vertical fracture opening and oxidiser injection pressure exceeds that of fuel injection. Note here that amount of water in fuel is increased when temperature of extracted product exceeds preset value and decreased when the former decreases below preset temperature.
EFFECT: higher efficiency of fire flooding thanks to adjustment of fire temperature and creation of steam chamber inside bed, expended performances of low-permeability beds.
2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к добыче высоковязких тяжелых и битуминозных нефтей.The invention relates to the oil industry, in particular to the production of highly viscous heavy and bituminous oils.

Известен «Способ разработки нефтебитумной залежи» (патент RU №2287677, E21B 43/24, опубл. Бюл. №32 от 20.11.2006 г.), включающий проводку в пласте двух горизонтальных стволов параллельно между собой и закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины.The well-known "Method for the development of oil bitumen deposits" (patent RU No. 2287677, E21B 43/24, publ. Bull. No. 32 of 11/20/2006), including wiring in the reservoir of two horizontal shafts parallel to each other and injecting steam into the upper injection well and selection of products from the lower producing well.

Недостатком данного способа является низкая эффективность, особенно в тонких пластах, из-за больших тепловых потерь.The disadvantage of this method is the low efficiency, especially in thin formations, due to large heat losses.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Способ разработки высоковязкой нефти или битума» (заявка на патент №97107687, E21B 43/24, опубл. 27.04.1999 г.), включающий закачку окислителя через нагнетательную скважину, создание прямоточного фронта горения, контроль за его продвижением и добычу пластовых флюидов через добывающие скважины, причем после создания фронта горения определяют границу влияния движущейся по пласту высокотемпературной зоны, после чего выбирают неохваченную тепловым воздействием добывающую скважину, через межтрубное пространство которой производят откачку газов горения из пласта, при этом откачку газа производят до увеличения пластовой температуры на забое добывающей скважины на 10-15°C.The closest in technical essence and the achieved result is the "Method for the development of highly viscous oil or bitumen" (patent application No. 97107687, E21B 43/24, publ. 04/27/1999), including the injection of an oxidizer through an injection well, the creation of a straight-through combustion front, control of its progress and production of formation fluids through production wells, and after the creation of the combustion front, the boundary of the influence of the high-temperature zone moving along the formation is determined, after which the production sk an important gas through which the combustion gases are pumped out from the formation through the annulus, while gas is pumped out to increase the reservoir temperature at the bottom of the producing well by 10-15 ° C.

Недостатками данного способа являются низкая эффективность из-за невозможности регулировки прогрева пласта и создания паровой камеры, а при низкой проницаемости пласта, обеспечивающей низкую гидродинамическую связь между пластами, прогрев пласта данным способом невозможен.The disadvantages of this method are the low efficiency due to the inability to adjust the heating of the formation and the creation of a steam chamber, and at low permeability of the formation, which provides low hydrodynamic coupling between the layers, heating of the formation by this method is impossible.

Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение эффективности использования пластового горения за счет регулировки температуры горения и создание паровой камеры в пласте, а также расширение возможности работы в пластах с низкой проницаемостью.The technical objectives of the proposed method are to increase the efficiency of using formation combustion by adjusting the combustion temperature and creating a steam chamber in the formation, as well as expanding the ability to work in formations with low permeability.

Поставленные технические задачи решаются способом разработки месторождения высоковязкой нефти, включающим закачку окислителя через нагнетательные скважины, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающие скважины.The stated technical problems are solved by the method of developing a highly viscous oil field, including the injection of an oxidizing agent through injection wells, the organization of in-situ combustion, and the selection of products through production wells.

Новым является то, что в нагнетательные скважины дополнительно нагнетают параллельно окислителю топливо, перемешанное с водой, при этом в качестве добывающих используют скважины с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта, а в качестве нагнетательных скважин - вертикальные, которые размещают на определенном расстоянии от концевой части горизонтального ствола и друг от друга, исключающем прорыв топлива или окислителя в другие скважины, в направлении продолжения горизонтального ствола, причем топливо закачивают параллельно с водой, перемешивая непосредственно перед закачкой в пласт через вертикальные скважины, ближайшие к горизонтальной скважине, а окислитель - через удаленные, при этом забойное давление закачки топлива производят при давлении выше давления раскрытия вертикальных трещин, а окислителя - выше давления закачки топлива, причем количество воды в топливе повышают при повышении температуры отбираемой продукции выше заданной и уменьшают при снижении температуры отбираемой продукции ниже заданной.What is new is that fuel mixed with water is additionally injected into the injection wells parallel to the oxidizer, while wells with a horizontal well in the bottom of the formation are used as production wells, and vertical wells that are placed at a certain distance from the end of the horizontal the barrel and from each other, excluding the breakthrough of the fuel or oxidizer into other wells, in the direction of extension of the horizontal barrel, the fuel being pumped in parallel with Doy, mixing just before injection into the formation through vertical wells closest to the horizontal well, and the oxidizing agent through distant ones, while the bottomhole fuel injection pressure is produced at a pressure higher than the opening pressure of vertical cracks, and the oxidizer is higher than the fuel injection pressure, and the amount of water in fuel is increased with increasing temperature of the selected products above a predetermined one and reduced with a decrease in temperature of the selected products below a predetermined one.

На фиг.1 изображен пласт в разрезе, проходящем в плоскости горизонтальной скважины.Figure 1 shows the formation in section, passing in the plane of a horizontal well.

На фиг.2 изображен вид регулировочного клапана (вид А) для подачи воды.Figure 2 shows a view of the control valve (view A) for water supply.

Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.

На месторождении с высоковязкой нефтью строят добывающую скважину 1 с горизонтальным стволом. Бурение горизонтального участка добывающей скважины 1 осуществляют в подошвенной части продуктивного пласта 2. В концевой части горизонтального ствола добывающей скважины 1 строят вертикальную нагнетательную скважину 3, которую размещают на определенном расстоянии от концевой части горизонтального ствола добывающей скважины 1, например на расстоянии 5-10 метров, с целью исключения прорыва топлива или окислителя в другие скважины, в направлении продолжения горизонтального ствола добывающей скважины 1.A production well 1 with a horizontal well is being built at a field with high-viscosity oil. Drilling a horizontal section of production well 1 is carried out in the bottom of the producing formation 2. In the end part of the horizontal trunk of production well 1, a vertical injection well 3 is built, which is placed at a certain distance from the end part of the horizontal shaft of production well 1, for example, at a distance of 5-10 meters, with the aim of eliminating the breakthrough of fuel or oxidizer in other wells, in the direction of the extension of the horizontal trunk of the producing well 1.

Также на определенном расстоянии, например 5-10 метров от пробуренной вертикальной скважины 3, бурят еще вертикальную нагнетательную скважину 4 для нагнетания окислителя (воздуха) в продуктивный пласт 2.Also at a certain distance, for example 5-10 meters from the drilled vertical well 3, a vertical injection well 4 is also drilled to inject the oxidizing agent (air) into the producing formation 2.

Вертикальную нагнетательную скважину 3 оборудуют колонной труб 5 с пакером 6 и регулируемым клапаном 7. Пакер 6 исключает смешивание топлива и воды непосредственно в вертикальной нагнетательной скважине 3. В качестве топлива используют, например, углеводородный газ, попутный газ, печное топливо и т.п., а в качестве воды используют сточную воду плотностью 1100-1180 кг/м3.The vertical injection well 3 is equipped with a pipe string 5 with a packer 6 and an adjustable valve 7. The packer 6 eliminates the mixing of fuel and water directly in the vertical injection well 3. For example, hydrocarbon gas, associated gas, heating oil, etc. are used as fuel. and as water use wastewater with a density of 1100-1180 kg / m 3 .

Аналогичным образом, как показано на фиг.1, строят другие горизонтальные добывающие и вертикальные нагнетательные скважины на определенном расстоянии от концевой части горизонтального ствола добывающих скважин и вертикальных нагнетательных скважин друг от друга (например, 5-10 метров), исключая прорыв топлива или окислителя в другие скважины.Similarly, as shown in FIG. 1, other horizontal production and vertical injection wells are constructed at a certain distance from the end of the horizontal trunk of the production wells and vertical injection wells from each other (for example, 5-10 meters), excluding the breakthrough of fuel or oxidizer in other wells.

После прогрева паропередвижной установкой призабойной части продуктивного пласта 2 скважины производят закачку топлива в необходимом объеме. Далее осуществляют закачку воздуха в концевую часть горизонтального ствола добывающей скважины 1, под расчетным давлением производят поджиг пласта и создают очаг горения.After warming up with a steam-moving installation of the bottom-hole part of the reservoir 2 wells, fuel is injected in the required volume. Next, air is pumped into the end part of the horizontal wellbore of the producing well 1, and the formation is ignited under the design pressure and a combustion zone is created.

В воздухе содержится азот, химически не участвующий в реакциях горения, но присутствующий в зоне горения. Поскольку в воздухе содержится 21 об.% кислорода и 79 об.% азота, при горении воздуха на один объем кислорода приходится 79:21=3,76 объема азота. Например, уравнение реакции горения природного газа (метана) в воздухе можно записать так:The air contains nitrogen, which is not chemically involved in the combustion reactions, but is present in the combustion zone. Since the air contains 21 vol.% Oxygen and 79 vol.% Nitrogen, during combustion of air, 79: 21 = 3.76 volumes of nitrogen fall on one volume of oxygen. For example, the equation of the combustion reaction of natural gas (methane) in air can be written as follows:

CH4+2O2+2×3,76N2=CO2+H2O+2×3,76N2.CH 4 + 2O 2 + 2 × 3.76N 2 = CO 2 + H 2 O + 2 × 3.76N 2 .

Организуют процесс горения по этому уравнению так, что в зоне горения на 1 м3 горючего газа приходится 9,5 м3 воздуха, который и содержит требуемые 2 м3 кислорода. Горючей смеси (или ее части) сообщают тепловой импульс достаточной мощности для начала реакции горения. В результате полного сгорания 1 м3 метана выделяется 36000 кДж тепла и образуется более 10,5 м3 продуктов горения (смеси двуокиси углеводорода, паров воды и азота). Температура воспламенения метана в воздухе составляет от 545 до 850°C.The combustion process is organized according to this equation so that in the combustion zone 1 m 3 of combustible gas accounts for 9.5 m 3 of air, which contains the required 2 m 3 of oxygen. A combustible mixture (or part thereof) is provided with a heat pulse of sufficient power to start a combustion reaction. As a result of complete combustion of 1 m 3 of methane, 36,000 kJ of heat are released and more than 10.5 m 3 of combustion products (a mixture of hydrocarbon dioxide, water vapor and nitrogen) are formed. The ignition temperature of methane in air is from 545 to 850 ° C.

Так как в пласте содержится пластовая вода, то в процессе горения вода превращается в пар. Азотом воздуха созданный пар продвигается по продуктивному пласту 2. По мере продвижения по продуктивному пласту 2 образуются различные зоны: горячей воды 8; пара 9; горения 10. Так как пар и азот имеют удельный вес меньше, чем нефть, то в кровельной части пласта 2 образуется зона пара (паровая камера) 9, за счет сил гравитации нефть стекает в подошвенную часть пласта 2 и отбирается на поверхность из горизонтального ствола горизонтальной добывающей скважины 1 с помощью любого известного насоса (например, винтового).Since formation water is contained in the formation, the water turns into steam during the combustion process. Nitrogen air creates the steam moves through the reservoir 2. As you move through the reservoir 2, various zones are formed: hot water 8; pair 9; Combustion 10. Since steam and nitrogen have a specific gravity less than oil, a vapor zone (steam chamber) 9 is formed in the roofing part of the formation 2, due to gravitational forces, oil flows into the bottom of the formation 2 and is taken to the surface from the horizontal trunk of the horizontal production well 1 using any known pump (for example, a screw).

Созданная локализованная зона горения 10 позволяет генерировать пар в продуктивном пласте 2, что позволяет осуществить вытеснение как по разрезу, так и по площади; последовательность отработки продуктивного пласта 2 происходит сверху вниз и по продуктивному пласту 2 путем подачи вытесняющего агента в оконечную часть горизонтального ствола добывающей скважины 1 с последующим отбором.The created localized combustion zone 10 allows the generation of steam in the reservoir 2, which allows for the displacement of both the section and the area; the sequence of development of the productive formation 2 occurs from top to bottom and along the productive formation 2 by supplying a displacing agent to the end part of the horizontal wellbore of the producing well 1 with subsequent selection.

Топливо параллельно с водой закачивают через ближайшую к добывающей скважине 1 вертикальную скважину 3, причем топливо подают по колонне труб 5, а воду по межтрубному пространству 11, при этом перемешивание происходит непосредственно перед продуктивным пластом 2. Подачу окислителя производят через удаленные от конечной части горизонтального ствола добывающей скважины 1 вертикальные нагнетательные скважины 4.Fuel is pumped in parallel with water through a vertical well 3 closest to the production well 1, and the fuel is supplied through the pipe string 5, and the water is supplied through the annulus 11, while mixing takes place directly in front of the productive formation 2. The oxidizer is supplied through the horizontal part remote from the end part producing wells 1 vertical injection wells 4.

Количество воды, смешиваемой с топливом, регулируется регулировочным клапаном 7 (см. фиг.2). Например, давление воды (в зависимости от высоты столба жидкости в межтрубном пространстве), на которое рассчитано срабатывание регулировочного клапана 7, составляет 7 МПа, то есть при превышении этого давления регулируемый клапан 7 открывается и перепускает через себя воду, вследствие чего происходит смешивание воды с топливом в зоне горения 10 (см. фиг.1). Чем больше давление жидкости на регулировочный клапан 7, тем больше подача воды в зону смешивания с топливом.The amount of water mixed with the fuel is regulated by the control valve 7 (see figure 2). For example, the water pressure (depending on the height of the liquid column in the annulus), which is designed to operate the control valve 7, is 7 MPa, that is, when this pressure is exceeded, the adjustable valve 7 opens and passes water through itself, as a result of which water is mixed with fuel in the combustion zone 10 (see figure 1). The greater the pressure of the liquid on the control valve 7, the greater the flow of water into the mixing zone with the fuel.

Забойное давление закачки топлива производят при давлении выше давления раскрытия вертикальных трещин, что позволяет увеличить проницаемость продуктивного пласта 2 и осуществлять интенсивный отбор высоковязкой нефти, в том числе из пластов с низкой проницаемостью.Bottom-hole fuel injection pressure is produced at a pressure higher than the opening pressure of vertical cracks, which allows to increase the permeability of reservoir 2 and to carry out intensive selection of highly viscous oil, including from reservoirs with low permeability.

Давление закачки окислителя через вертикальные скважины 4 выше давления закачки топлива в вертикальные нагнетательные скважины 3, что позволяет направить прогрев пласта 2 в сторону горизонтального ствола горизонтальной добывающей скважины 1 (см. фиг.1).The oxidizer injection pressure through the vertical wells 4 is higher than the fuel injection pressure into the vertical injection wells 3, which allows directing the formation 2 heating towards the horizontal wellbore of the horizontal producing well 1 (see Fig. 1).

Количество воды в топливе повышают при повышении температуры отбираемой продукции выше заданной, например заданная температура отбора высоковязкой тяжелой и битуминозной нефти из горизонтальной скважины 1, равная 60°C, повысилась до 70°C, тогда снижают объем подаваемой воды в межколонное пространство 11 нагнетательной скважины 3, уменьшая тем самым количество воды, смешиваемое с топливом. Увеличение подачи воды достигают увеличением давления нагнетания через регулировочный клапан 7, например превышением до 10 МПа от давления срабатывания регулировочного клапана, равного 7 МПа.The amount of water in the fuel is increased with an increase in the temperature of the selected products above a predetermined one, for example, the set temperature for the extraction of highly viscous heavy and bituminous oil from a horizontal well 1, equal to 60 ° C, increased to 70 ° C, then the volume of water supplied to the annulus 11 of injection well 3 thereby reducing the amount of water mixed with fuel. An increase in water supply is achieved by increasing the discharge pressure through the control valve 7, for example, by exceeding up to 10 MPa from the operating pressure of the control valve, equal to 7 MPa.

Наоборот, при снижении температуры отбираемой продукции ниже заданной, например до 50°C, уменьшают количество воды, подаваемой в межколонное пространство 11, и соответственно смешиваемой в топливе. Уменьшения подачи воды достигают снижением давления нагнетания через регулировочный клапан 7, например снижением ниже ранее достигнутого давления 10 МПа до 8 МПа, но выше давления срабатывания регулировочного клапана, равного 7 МПа.On the contrary, when the temperature of the sampled product is lower than the set one, for example, to 50 ° C, the amount of water supplied to the annular space 11, and therefore mixed in the fuel, is reduced. Reductions in water supply are achieved by lowering the discharge pressure through the control valve 7, for example, by lowering the previously reached pressure of 10 MPa to 8 MPa, but above the operating pressure of the control valve equal to 7 MPa.

За счет регулировки температуры горения и создания паровой камеры в пласте, а также расширения возможности работы в пластах с низкой проницаемостью предложенный способ позволяет повысить эффективность использования пластового горения, что способствует удешевлению разработки без снижения нефтеотдачи.By adjusting the combustion temperature and creating a steam chamber in the reservoir, as well as expanding the ability to work in reservoirs with low permeability, the proposed method improves the efficiency of the use of reservoir combustion, which helps to reduce the cost of development without reducing oil recovery.

Claims (1)

Способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий закачку окислителя через нагнетательные скважины, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что в нагнетательные скважины дополнительно нагнетают параллельно окислителю топливо, перемешанное с водой, при этом в качестве добывающих используют скважины с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта, а в качестве нагнетательных скважин - вертикальные, которые размещают на определенном расстоянии от концевой части горизонтального ствола и друг от друга, исключающем прорыв топлива или окислителя в другие скважины, в направлении продолжения горизонтального ствола, причем топливо закачивают параллельно с водой, перемешивая непосредственно перед закачкой в пласт через вертикальные скважины, ближайшие к горизонтальной скважине, а окислитель - через удаленные, при этом забойное давление закачки топлива производят при давлении выше давления раскрытия вертикальных трещин, а окислителя - выше давления закачки топлива, причем количество воды в топливе повышают при повышении температуры отбираемой продукции выше заданной и уменьшают при снижении температуры отбираемой продукции ниже заданной. A method of developing a highly viscous oil field, including injecting an oxidizing agent through injection wells, organizing in-situ combustion and selecting products through producing wells, characterized in that fuel mixed with water is additionally injected into the injection wells in parallel with the oxidizing agent, while horizontal wells are used as the producing ones in the bottom of the formation, and as injection wells - vertical, which are placed at a certain distance from the end h the horizontal wellbore and apart, eliminating the breakthrough of the fuel or oxidizer into other wells, in the direction of extending the horizontal wellbore, and the fuel is pumped in parallel with water, mixing immediately before injection into the formation through vertical wells closest to the horizontal well, and the oxidizer through remote while bottomhole fuel injection pressure is produced at a pressure above the opening pressure of vertical cracks, and the oxidizer is higher than the fuel injection pressure, and the amount of water in the fuel e is increased when the temperature rises above a predetermined product withdrawn is reduced and when the temperature drops below a predetermined product withdrawn.
RU2009122136/03A 2009-06-09 2009-06-09 Method to develop high-viscosity oil deposit RU2391497C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2009122136/03A RU2391497C1 (en) 2009-06-09 2009-06-09 Method to develop high-viscosity oil deposit

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2009122136/03A RU2391497C1 (en) 2009-06-09 2009-06-09 Method to develop high-viscosity oil deposit

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2391497C1 true RU2391497C1 (en) 2010-06-10

Family

ID=42681573

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009122136/03A RU2391497C1 (en) 2009-06-09 2009-06-09 Method to develop high-viscosity oil deposit

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2391497C1 (en)

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102102506A (en) * 2010-12-22 2011-06-22 中国石油天然气集团公司 Fire flooding oil extraction layered steam injection method and separate injection tubular column adopted by same
CN103603643A (en) * 2013-11-26 2014-02-26 中国石油集团长城钻探工程有限公司 Coal bed gas U-shaped well staged fracturing exploitation technology
CN107100553A (en) * 2017-04-01 2017-08-29 中国石油天然气股份有限公司 Anticorrosion process method and system
CN107387034A (en) * 2017-08-30 2017-11-24 中煤科工集团西安研究院有限公司 Non- well cementing casing pipe completion coal bed gas horizontal well pumping method
RU2657036C1 (en) * 2017-07-21 2018-06-08 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова Российской академии наук Method of in-situ combustion
RU2715572C2 (en) * 2017-07-21 2020-03-02 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова Российской академии наук Device for in-situ burning
CN113863909A (en) * 2020-06-11 2021-12-31 中国石油天然气股份有限公司 Method for judging fire flooding ignition time of horizontal well

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102102506A (en) * 2010-12-22 2011-06-22 中国石油天然气集团公司 Fire flooding oil extraction layered steam injection method and separate injection tubular column adopted by same
CN103603643A (en) * 2013-11-26 2014-02-26 中国石油集团长城钻探工程有限公司 Coal bed gas U-shaped well staged fracturing exploitation technology
CN107100553A (en) * 2017-04-01 2017-08-29 中国石油天然气股份有限公司 Anticorrosion process method and system
RU2657036C1 (en) * 2017-07-21 2018-06-08 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова Российской академии наук Method of in-situ combustion
RU2715572C2 (en) * 2017-07-21 2020-03-02 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова Российской академии наук Device for in-situ burning
CN107387034A (en) * 2017-08-30 2017-11-24 中煤科工集团西安研究院有限公司 Non- well cementing casing pipe completion coal bed gas horizontal well pumping method
CN107387034B (en) * 2017-08-30 2020-06-09 中煤科工集团西安研究院有限公司 Extraction method of horizontal coal bed gas well completed by non-well-cementing casing
CN113863909A (en) * 2020-06-11 2021-12-31 中国石油天然气股份有限公司 Method for judging fire flooding ignition time of horizontal well
CN113863909B (en) * 2020-06-11 2023-05-26 中国石油天然气股份有限公司 Method for judging horizontal well fireflood ignition time

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10655441B2 (en) Stimulation of light tight shale oil formations
RU2391497C1 (en) Method to develop high-viscosity oil deposit
US2970826A (en) Recovery of oil from oil shale
CA2818692C (en) Combustion thermal generator and systems and methods for enhanced oil recovery
RU2360105C2 (en) Procedure for extraction of liquid hydrocarbon products from underground deposit (versions)
RU2358099C1 (en) Procedure for development of high viscous oil
RU2306410C1 (en) Method for thermal gaseous hydrate field development
US8091626B1 (en) Downhole combustion unit and process for TECF injection into carbonaceous permeable zones
RU2539048C2 (en) In-situ combustion method (versions)
US20060162923A1 (en) Method for producing viscous hydrocarbon using incremental fracturing
RU2403382C1 (en) Development method of high-viscous oil deposit
CN102230372A (en) Thermal recovery technology of multielement thermal fluid of thickened oil well
WO2007098100A2 (en) Method for producing viscous hydrocarbon using steam and carbon dioxide
CN102747997A (en) Thick oil reservoir steam assisted gravity drainage later-stage fire flooding conversion exploitation method
US20130098607A1 (en) Steam Flooding with Oxygen Injection, and Cyclic Steam Stimulation with Oxygen Injection
US10208578B2 (en) Moving injection gravity drainage for heavy oil recovery
RU2399755C1 (en) Development method of oil deposit by using thermal action on formation
RU2429346C1 (en) Development method of high-viscosity oil deposit with use of in-situ combustion
RU2386801C1 (en) Method of high-viscosity oil pool development with usage of in-situ combustion
CA2824168A1 (en) Process for the recovery of heavy oil and bitumen using in-situ combustion
RU2405104C1 (en) Development method of high-viscous oil deposit
US10100625B2 (en) Method of thermobaric production of hydrocarbons
RU2441148C1 (en) Method of high-viscosity oil accumulation development
RU2421609C1 (en) Procedure for development of high viscous oil deposit
WO2016065478A1 (en) Dynamic loading and thermal fracturing of hydrocarbon formations

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20160610