RU2426868C1 - Device for extraction of hydrocarbon containing substance in places of natural bedding - Google Patents
Device for extraction of hydrocarbon containing substance in places of natural bedding Download PDFInfo
- Publication number
- RU2426868C1 RU2426868C1 RU2010107611/03A RU2010107611A RU2426868C1 RU 2426868 C1 RU2426868 C1 RU 2426868C1 RU 2010107611/03 A RU2010107611/03 A RU 2010107611/03A RU 2010107611 A RU2010107611 A RU 2010107611A RU 2426868 C1 RU2426868 C1 RU 2426868C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- electrodes
- field
- electric heating
- heating device
- production
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2401—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection by means of electricity
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
- E21B43/2408—SAGD in combination with other methods
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimizing the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimizing the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
Abstract
Description
Изобретение относится к устройству для добычи углеводородсодержащей субстанции в местах естественного залегания. Углеводородсодержащая субстанция добывается в условиях снижения ее вязкости из подземного месторождения. Устройство содержит, по меньшей мере, один выводящий из месторождения эксплуатационный трубопровод. Такого рода устройства для добычи углеводородсодержащей субстанции известны, к примеру, из «Steam-Injection Strategy and Energetics of Steam-Assisted Gravity Drainage» von I.D.Gates, 2005, SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium, Калгари, Канада, 1-3 ноября 2005.The invention relates to a device for the extraction of hydrocarbon-containing substances in places of natural occurrence. A hydrocarbon-containing substance is extracted under conditions of a decrease in its viscosity from an underground deposit. The device comprises at least one production pipeline withdrawn from the field. Such devices for the extraction of hydrocarbon-containing substances are known, for example, from the Steam-Injection Strategy and Energetics of Steam-Assisted Gravity Drainage von IDGates, 2005, SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium, Calgary, Canada, November 1-3 2005.
Большие объемы мировых запасов нефти существуют в форме нефтеносных песков. Нефтеносный песок - это смесь горной породы, глины, песка, воды и битума или других тяжелых нефтяных фракций. В дальнейшем, упоминая о тяжелых нефтяных фракциях, особо тяжелых нефтяных фракциях или вообще о длинноцепных углеводородах, следует подразумевать битум, который в зависимости от месторождения имеет, как правило, вязкость от 5° до 15° API. Битум на последующих этапах процесса может быть превращен в синтетическую сырую нефть. Месторождения нефтяного песка частично располагаются в земляных пластах небольшой глубины, которые доступны для разработки открытым способом. Однако существуют также и большие месторождения нефтеносного песка, которые не доступны для разработки открытым способом. Обычно добыча в местах естественного залегания производится на глубине от 60 м и глубже, так как уменьшение налегающей породы не будет иначе являться рентабельным.Large volumes of world oil reserves exist in the form of oil sands. Oil sand is a mixture of rock, clay, sand, water and bitumen or other heavy oil fractions. Further, referring to heavy oil fractions, especially heavy oil fractions or generally long-chain hydrocarbons, bitumen should be meant, which, depending on the field, usually has a viscosity of 5 ° to 15 ° API. Bitumen in the subsequent stages of the process can be converted into synthetic crude oil. Deposits of oil sand are partially located in earthen formations of small depth, which are available for open-pit mining. However, there are also large oil sand deposits that are not available for open pit mining. Usually, mining in places of natural occurrence is carried out at a depth of 60 m and deeper, since reducing the overlying rock will not otherwise be cost-effective.
Обычным способом, используемым для разработки такого месторождения, является способ «Steam Assisted Gravity Drainage» (SAGD). При осуществлении SAGD-способа имеющийся в месторождении битум прогревается посредством перегретого пара, и месторождение за счет давления пара становится более проницаемым. Таким образом, вязкость битума уменьшается, так что он в жидкой форме, а также быстрее может быть выдан на-гора из месторождения. Изменение вязкости битума происходит за счет повышения температуры. С этой целью перегретый пар через трубопроводы нагнетается в подземное месторождение, так что месторождение прогревается, и в месторождении одновременно образуется избыточное давление. Жидкий битум за счет преобладающего в месторождении избыточного давления подается через следующую трубу на поверхность (ср. также основной семинар по комплексу тем «Нетрадиционные углеводороды» с темой «Тяжелые масла и особо тяжелые масла» J.Seim, Фрайберг, Германия, январь 2001).The usual method used to develop such a field is the Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) method. In the implementation of the SAGD method, the bitumen present in the deposit is heated by superheated steam, and the deposit becomes more permeable due to the vapor pressure. Thus, the viscosity of bitumen is reduced, so that it is in liquid form, and can also be quickly delivered out of the field. The change in the viscosity of bitumen occurs due to an increase in temperature. To this end, superheated steam is piped into the underground field through pipelines, so that the field warms up and excess pressure is simultaneously generated in the field. Liquid bitumen, due to the overpressure prevailing in the field, is fed through the next pipe to the surface (cf. also the main workshop on the set of topics “Unconventional hydrocarbons” with the topic “Heavy oils and especially heavy oils” J. Seim, Freiberg, Germany, January 2001).
Для улучшения текучести битума к перегретому пару может быть добавлен растворитель. Трубопроводы для нагнетания перегретого пара или смеси из перегретого пара и растворителя прокладываются, в основном, параллельно друг другу и горизонтально внутри месторождения. Нагнетательный трубопровод и эксплуатационный трубопровод обычно имеют зазор от 5 м до 10 м в вертикальном направлении относительно друг друга. Зазор между нагнетательным трубопроводом и эксплуатационным трубопроводом зависит, однако, от мощности месторождения. В горизонтальном направлении трубы располагаются внутри месторождения в длину от нескольких сотен метров до нескольких километров.To improve the flowability of bitumen, a solvent may be added to the superheated steam. Pipelines for injecting superheated steam or a mixture of superheated steam and solvent are laid mainly parallel to each other and horizontally inside the field. The discharge pipeline and the production pipeline usually have a gap of 5 m to 10 m in the vertical direction relative to each other. The gap between the discharge pipe and the production pipe, however, depends on the capacity of the field. In the horizontal direction, the pipes are located inside the field in length from several hundred meters to several kilometers.
Перед началом собственно добычи битума из месторождения это месторождение должно быть сначала прогрето с целью понижения вязкости имеющегося в песке или в горной породе битума. Во время фазы прогрева, для быстрого прогрева месторождения, как в нагнетательный трубопровод, так и в эксплуатационный трубопровод сроком примерно на 3 месяца подается перегретый пар. В конце фазы прогрева находящийся в месторождении битум имеет такую вязкость, что при дальнейшей подаче перегретого пара в нагнетательный трубопровод и при имеющемся в результате этого избыточном давлении в месторождении жидкий битум может подаваться из эксплуатационного трубопровода на поверхность. При достаточном росте давления можно отказаться от установки подъемных нефтяных насосов, которые выдают на-гора битумно-водную эмульсию.Before the actual extraction of bitumen from the field begins, this field must first be warmed up in order to lower the viscosity of the bitumen present in the sand or rock. During the warm-up phase, for quick heating of the field, superheated steam is supplied both to the injection pipeline and to the production pipeline for a period of approximately 3 months. At the end of the warm-up phase, the bitumen in the field has such a viscosity that with further supply of superheated steam to the discharge pipe and with the resulting overpressure in the field, liquid bitumen can be supplied to the surface from the production pipe. With a sufficient increase in pressure, you can refuse to install lifting oil pumps, which give out a bituminous-water emulsion.
Практикуемый в настоящее время SAGD-способ, описанный в общих чертах, имеет различные технические проблемы. Во-первых, через находящиеся в месторождении каналы или пористые слои горной породы перегретый пар может удаляться из месторождения, и эта утечка уменьшает переданную месторождению тепловую энергию. В силу избыточного давления в месторождении могут происходить выбросы на поверхность (Blow-out), в частности, если налегающие породы имеют малую толщину пласта. Следующей проблемой является так называемое «образование языков пара» внутри хранилища, при котором, по большей части, в начале или в конце горизонтального участка параллельно расположенных нагнетательной трубы для пара и эксплуатационной трубы происходит прорыв пара (паровое короткое замыкание), причем пар ищет для выхода предпочтительный сообщающийся путь между обеими трубами, и давление нежелательным образом уменьшается, причем введенный пар конденсируется и через эксплуатационную трубу выводится в виде воды, причем в месторождение подается незначительное количество пара, и тем самым тепловой энергии, и эффективность процесса заметно уменьшается. Давление и температура внутри месторождения для его быстрого прогрева могут повышаться, таким образом, в зависимости от условий внутри месторождения, не любым способом. Для осуществления SAGD-способа необходимо большое количество свежей воды. Необходимое количество воды измеряется на основании «Steam to oil ratio» (SOR). Строгие экологические нормы в горнопромышленных районах требуют снижения «Steam to oil ratio» для сохранения надземных или подземных запасов воды.The currently practiced SAGD method, outlined in general terms, has various technical problems. Firstly, through channels or porous rock layers in the deposit, superheated steam can be removed from the deposit, and this leakage reduces the thermal energy transferred to the deposit. Due to excessive pressure in the field, blow-outs may occur, in particular if the overlying rocks have a small layer thickness. The next problem is the so-called “formation of steam tongues” inside the store, in which, for the most part, steam breaks out (steam short circuit) at the beginning or at the end of the horizontal section of the parallel discharge pipe for steam and the production pipe, and steam is looking for an exit the preferred interconnecting path between the two pipes and the pressure is undesirably reduced, the introduced steam condenses and is discharged through the production pipe in the form of water, moreover, in the field A small amount of steam is supplied, and thereby thermal energy, and the efficiency of the process is markedly reduced. The pressure and temperature inside the field for its quick heating can increase, thus, depending on the conditions inside the field, not in any way. To implement the SAGD method, a large amount of fresh water is required. The amount of water needed is measured based on the “Steam to oil ratio” (SOR). Strict environmental standards in mining areas require a reduction in the “Steam to oil ratio” to conserve above-ground or underground water supplies.
Задачей настоящего изобретения является создание устройства для добычи углеводородсодержащей субстанции в местах естественного залегания, в частности, устройства для добычи тяжелых нефтяных фракций или битума из месторождения нефтяного песка, которое, по меньшей мере, по отношению к известному уровню техники улучшено таким образом, что может быть получена укороченная фаза прогрева перед началом производственной фазы.An object of the present invention is to provide a device for the extraction of a hydrocarbon-containing substance in places of natural occurrence, in particular, a device for the extraction of heavy oil fractions or bitumen from a field of oil sand, which, at least in relation to the prior art, is improved in such a way that it can be a shortened warm-up phase was obtained before the start of the production phase.
Задача решена посредством устройства ранее указанного типа охарактеризованного признаками пункта 1 формулы изобретения. Другие предпочтительные варианты выполнения изобретения представлены в зависимых пунктах формулы изобретения.The problem is solved by means of a device of the previously indicated type characterized by the features of paragraph 1 of the claims. Other preferred embodiments of the invention are presented in the dependent claims.
В основе изобретения лежит идея об использовании электрического нагревательного устройства, которое как индуктивно, так и резистивно действует в отношении, по меньшей мере, отдельных частей месторождения, для их быстрого прогрева. Само месторождение действует как резистивное (омическое) сопротивление по отношению, по меньшей мере, к двум электродам нагревательного устройства. Одновременно месторождение индуктивно прогревается посредством электрического нагревательного устройства.The basis of the invention is the idea of using an electric heating device, which both inductively and resistively acts in relation to at least individual parts of the field, for their quick heating. The deposit itself acts as a resistive (ohmic) resistance with respect to at least two electrodes of the heating device. At the same time, the field is inductively heated by an electric heating device.
Настоящее изобретение относится к устройству для добычи углеводородсодержащей субстанции в местах естественного залегания в условиях снижения ее вязкости из подземного месторождения, которое содержит, по меньшей мере, один выводящий из месторождения эксплуатационный трубопровод. Устройство имеет далее, по меньшей мере, два электрода, действующих индуктивно или резистивно в качестве электрического нагревательного устройства в отношении, по меньшей мере, отдельных частей месторождения. В предпочтительном варианте выполнения посредством настоящего изобретения может быть уменьшено время прогрева хранилища, содержащего в себе углеводородсодержащую субстанцию. По сравнению с устройствами, известными из уровня техники, «Steam to oil ratio» может быть снижен.The present invention relates to a device for the extraction of a hydrocarbon-containing substance in places of natural occurrence in the face of a decrease in its viscosity from an underground deposit, which contains at least one production pipeline withdrawn from the deposit. The device further has at least two electrodes acting inductively or resistively as an electric heating device with respect to at least individual parts of the field. In a preferred embodiment, by means of the present invention, the warm-up time of the storage containing a hydrocarbon-containing substance can be reduced. Compared to devices known in the art, the “Steam to oil ratio” can be reduced.
Предпочтительные варианты выполнения устройства в соответствии с изобретением для добычи углеводородсодержащей субстанции в местах естественного залегания следуют из зависимых от пункта 1 пунктов формулы изобретения. При этом вариант выполнения в соответствии с пунктом 1 формулы изобретения может быть скомбинирован с признаками одного, предпочтительно, нескольких зависимых пунктов формулы изобретения. В соответствии с этим устройство для добычи углеводородсодержащей субстанции в соответствии с изобретением дополнительно может иметь еще и следующие признаки:Preferred embodiments of the device in accordance with the invention for the extraction of a hydrocarbon-containing substance in places of natural occurrence follow from the claims that are dependent on paragraph 1. Moreover, the embodiment in accordance with paragraph 1 of the claims may be combined with the characteristics of one, preferably several dependent claims. In accordance with this device for the extraction of hydrocarbon-containing substances in accordance with the invention may additionally have the following characteristics:
- Два электрода электрического нагревательного устройства могут быть образованы посредством, по меньшей мере, частично расположенных в месторождении, в основном, вертикально ориентированных электрических проводников. Вертикальная скважина требует небольших затрат на буровые работы. Таким образом, электрические проводники, индуктивно и резистивно действующие в отношении, по меньшей мере, отдельных частей месторождения, могут быть простым и эффективным образом помещены в месторождение. Это устройство является предпочтительным, в частности, тогда, когда необходимо исходить из того, что проницаемость с увеличением глубины снижается, или что проницаемость в горизонтальном направлении неоднородна, то есть, что имеется неоднородное и, при известных условиях, анизотропное в отношении проницаемости или/и пористости месторождение.- Two electrodes of an electric heating device can be formed by at least partially located in the field, mainly vertically oriented electrical conductors. A vertical well requires low drilling costs. Thus, electrical conductors inductively and resistively acting on at least individual parts of the field can be easily and efficiently placed in the field. This device is preferred, in particular, when it is necessary to proceed from the fact that the permeability decreases with increasing depth, or that the permeability in the horizontal direction is inhomogeneous, that is, that there is heterogeneous and, under certain conditions, anisotropic with respect to permeability and / or porosity deposit.
- По меньшей мере, два электрода электрического нагревательного устройства могут быть образованы посредством, по меньшей мере, частично расположенных в месторождении, в основном, горизонтально ориентированных электрических проводников. С помощью электрических проводников, которые располагаются горизонтально внутри месторождения, электрическим путем резистивно, а также индуктивно может быть прогрета большая часть месторождения.- At least two electrodes of an electric heating device can be formed by at least partially located in the field, mainly horizontally oriented electrical conductors. Using electrical conductors that are horizontally located inside the field, most of the field can be heated electrically resistively, as well as inductively.
- Под электродами могут пониматься стержнеобразные металлические проводники. Стержнеобразные металлические проводники особенно просты и экономичны.- Under the electrodes can be understood as rod-shaped metal conductors. Rod-shaped metal conductors are particularly simple and economical.
- По меньшей мере, отдельные части электродов могут иметь пространственный зазор относительно друг друга, который с увеличением длины электродов в направлении от источника тока уменьшается. Уменьшение зазора может происходить, в частности, непрерывно. В частности, пространственный зазор между отдельными частями электродов может уменьшаться линейно. За счет изменяющегося зазора между электродами может быть достигнуто то обстоятельство, что падение напряжения по длине электродов остается постоянным. Это падение напряжения определяется электрическим сопротивлением самих электродов и суммируется с электрическим сопротивлением соответственно находящегося между электродами грунта. Таким образом, в предпочтительном варианте выполнения может быть предотвращено то обстоятельство, что общая мощность нагрева электродов в зоне грунта, близкой к источнику тока, снижается.- At least the individual parts of the electrodes may have a spatial gap relative to each other, which decreases with increasing length of the electrodes in the direction from the current source. Reducing the gap can occur, in particular, continuously. In particular, the spatial gap between the individual parts of the electrodes may decrease linearly. Due to the changing gap between the electrodes, the circumstance that the voltage drop along the length of the electrodes remains constant can be achieved. This voltage drop is determined by the electrical resistance of the electrodes themselves and is summed with the electrical resistance of the soil respectively located between the electrodes. Thus, in a preferred embodiment, the circumstance that the total heating power of the electrodes in the soil zone close to the current source is reduced can be prevented.
- Электроды могут располагаться соосно в направляющей трубе, причем направляющая труба для целенаправленной подачи жидкости в отдельные части месторождения на соответствующих, расположенных в месторождении отдельных участках проницаема для жидкости. Через направляющую трубу к месторождению в определенные зоны может подаваться вода, в результате чего на электрическую проводимость месторождения может оказываться воздействие. Таким образом, можно обеспечивать электропроводимость месторождения, так что имеется возможность бесперебойного функционирования работы электрического нагревательного устройства.- The electrodes can be located coaxially in the guide tube, and the guide tube for the targeted supply of fluid to separate parts of the field in the corresponding separate areas located in the field is permeable to liquid. Water can be supplied to certain zones through the guide pipe to the field, as a result of which the electric conductivity of the field may be affected. Thus, it is possible to ensure the electrical conductivity of the field, so that there is the possibility of uninterrupted operation of the electric heating device.
- Устройство может иметь входящий в месторождение нагнетательный трубопровод. За счет того, что устройство имеет как нагнетательный трубопровод, так и эксплуатационный трубопровод, месторождение может быть прогрето, во-первых, посредством электрического нагревательного устройства, а во-вторых, к примеру, посредством парового способа нагрева. Оба способа могут взаимодействовать друг с другом.- The device may have an injection pipeline entering the field. Due to the fact that the device has both a discharge pipe and a production pipe, the field can be heated, firstly, by means of an electric heating device, and secondly, for example, by means of a steam heating method. Both methods can interact with each other.
- Электроды на своих удаленных от источника тока концевых зонах могут быть электрически соединены друг с другом посредством проводникового моста. За счет такого электрического соединения эксплуатационная надежность электрического нагревательного устройства может быть улучшена.- The electrodes at their end zones remote from the current source can be electrically connected to each other via a conductor bridge. By such an electrical connection, the operational reliability of the electric heating device can be improved.
- Нагнетательный трубопровод и эксплуатационный трубопровод могут иметь в месторождении, в основном, проходящие параллельно друг другу, в основном, горизонтально ориентированные участки труб. В разрезе, перпендикулярном нагнетательному и эксплуатационному трубопроводу, электроды электрического нагревательного устройства располагаются с обеих сторон нагнетательного и эксплуатационного трубопровода. Благодаря расположению электродов электрического нагревательного устройства с обеих сторон нагнетательного и эксплуатационного трубопровода, в частности, тот объем месторождения, который располагается между нагнетательным и эксплуатационным трубопроводами в горизонтальном направлении, может быть прогрет посредством электрического нагревательного устройства. Таким образом, особо предпочтительным образом может быть выработан большой объем месторождения. При использования известных из уровня техники SAGD-способов можно добиться выхода от 40 до 60% имеющегося в месторождении битума. В соответствии с описанным ранее вариантом выполнения изобретения представляются возможными выработки в объеме более 70%.- The discharge pipeline and the production pipeline can have in the field, mainly parallel to each other, mainly horizontally oriented pipe sections. In a section perpendicular to the discharge and production pipe, the electrodes of the electric heating device are located on both sides of the injection and production pipe. Due to the arrangement of the electrodes of the electric heating device on both sides of the discharge and production pipelines, in particular, the volume of the field that is located between the discharge and production pipelines in the horizontal direction can be heated by an electric heating device. Thus, in a particularly preferred manner, a large volume of field can be generated. By using SAGD methods known in the art, a yield of 40 to 60% of the bitumen present in the field can be achieved. In accordance with the previously described embodiment of the invention, it is possible to generate more than 70%.
- По меньшей мере, два электрода электрического нагревательного устройства могут быть образованы посредством, по меньшей мере, отдельных частей нагнетательного трубопровода или эксплуатационного трубопровода. За счет того, что электрическое нагревательное устройство образовано посредством, по меньшей мере, отдельных частей нагнетательного или эксплуатационного трубопровода, дополнительный материал для электрического нагревательного устройства может быть сэкономлен; в дальнейшем бурении, вследствие этого, также нет необходимости. Такой вариант выполнения электрического нагревательного устройства является, поэтому, особо предпочтительным.- At least two electrodes of the electric heating device may be formed by at least separate parts of the discharge pipe or production pipe. Due to the fact that the electric heating device is formed by at least separate parts of the injection or production pipe, additional material for the electric heating device can be saved; further drilling is therefore not necessary. Such an embodiment of an electric heating device is therefore particularly preferred.
- К нагнетательному трубопроводу и к эксплуатационному трубопроводу может подаваться перегретый пар. Если подземное месторождение вырабатывается посредством SAGD-способа или посредством аналогичного способа, или посредством родственного ему способа, то обычно к находящимся в месторождении трубопроводам подается перегретый пар. Комбинация такого способа, основанного на использовании перегретого пара, со способом электрического нагрева является особо предпочтительной, так как посредством перегретого пара в месторождение вводится дополнительная вода, которая повышает электрическую проводимость месторождения. Для осуществления способа индуктивного и резистивного электрического нагрева необходима определенная электрическая проводимость. За счет синергетической комбинации способа с использованием перегретого пара и способа электрического нагрева может быть повышен кпд способа, скомбинированного из этих двух отдельных способов.- Superheated steam may be supplied to the discharge pipe and to the production pipe. If an underground field is produced by the SAGD method or by a similar method, or by a method related to it, then usually superheated steam is supplied to the pipelines in the field. The combination of such a method based on the use of superheated steam with an electric heating method is particularly preferable, since by means of superheated steam additional water is introduced into the field, which increases the electrical conductivity of the field. To implement the method of inductive and resistive electrical heating requires a certain electrical conductivity. Due to the synergistic combination of the method using superheated steam and the electric heating method, the efficiency of the method combined from these two separate methods can be increased.
- Перегретый пар может быть обогащен электролитом, предпочтительно солью. Электрическая проводимость пара, таким образом, повышается. Эффективность индуктивного и резистивного электрического нагревательного устройства в отношении, по меньшей мере, отдельных частей месторождения существенно зависит от электрической проводимости месторождения. За счет того, что введенный в месторождение через нагнетательный и/или эксплуатационный трубопроводы перегретый пар дополнительно снабжен минералами, предпочтительно солью, электрическая проводимость месторождения может быть целенаправленным образом отрегулирована и, в случае необходимости, повышена.- Superheated steam may be enriched in an electrolyte, preferably a salt. The electrical conductivity of the steam is thus increased. The effectiveness of the inductive and resistive electric heating device with respect to at least individual parts of the field substantially depends on the electrical conductivity of the field. Due to the fact that superheated steam introduced into the field through the injection and / or production pipelines is additionally supplied with minerals, preferably salt, the electrical conductivity of the field can be purposefully adjusted and, if necessary, increased.
- Под электрическим нагревательным устройством понимается нагревательное устройство переменного тока. Нагрев переменным током предотвращает миграцию ионов внутри месторождения. В предпочтительном варианте выполнения таким образом можно избежать нагарообразования или образования соляных отложений на нагнетательном и/или эксплуатационном трубопроводах.- An electric heating device refers to an AC heating device. Heating with alternating current prevents the migration of ions inside the field. In a preferred embodiment, carbonization or salt formation in the discharge and / or production pipelines can thus be avoided.
Другие предпочтительные варианты выполнения устройства в соответствии с изобретением следуют из пунктов формулы изобретения.Other preferred embodiments of the device in accordance with the invention follow from the claims.
Предпочтительные варианты выполнения настоящего изобретения поясняются чертежами, на которых представлено следующее:Preferred embodiments of the present invention are illustrated by drawings, which represent the following:
фиг.1 - эскиз устройства для добычи углеводородсодержащей субстанции в местах естественного залегания из подземного месторождения;figure 1 - sketch of a device for the extraction of hydrocarbon-containing substances in places of natural occurrence from an underground field;
фиг.2 - поперечное сечение зоны выработки такого месторождения;figure 2 is a cross section of the development zone of such a field;
фиг.3 и 4 - устройство для добычи углеводородсодержащей субстанции в местах естественного залегания с помощью электрического нагревательного устройства;figure 3 and 4 - a device for the extraction of hydrocarbon-containing substances in places of natural occurrence using an electric heating device;
фиг.5 - другой предпочтительный вариант выполнения устройства.5 is another preferred embodiment of the device.
Представленные на фигурах детали обозначены одними и теми же ссылочными позициями. Не представленные более детально элементы являются в общем и целом уровнем техники.The details shown in the figures are denoted by the same reference numerals. Elements not presented in more detail are by and large the state of the art.
Фиг.1 демонстрирует в схематичном изображении устройство для добычи углеводородсодержащей субстанции в местах естественного залегания из подземных месторождений 100 в условиях снижения ее вязкости. Под таким устройством может пониматься, к примеру, устройство для добычи битума из месторождений нефтеносного песка. Нагнетательный трубопровод 101 ведет от поверхности земли в толщу месторождения 100. Эксплуатационный трубопровод 102 ведет из толщи месторождения 100 на поверхность земли. Возможны устройства, в которых для добычи углеводородсодержащей субстанции из подземных месторождений 100 используется несколько нагнетательных трубопроводов 101 и несколько эксплуатационных трубопроводов 102. Под месторождением 100 может подразумеваться, в частности, месторождение нефтеносного песка или месторождение битуминозного сланца, из которого может добываться битум или другие тяжелые нефтяные фракции.Figure 1 shows in a schematic illustration a device for the extraction of hydrocarbon-containing substances in places of natural occurrence from
Чтобы иметь возможность добывать углеводородсодержащую субстанцию из месторождения 100 вязкость имеющейся в месторождении 100 углеводородсодержащей субстанции должна быть понижена. Для этой цели, по меньше мере, отдельные части месторождения 100 должны быть прогреты. Для прогрева месторождения 100 в нагнетательный трубопровод и в эксплуатационный трубопровод 102 подается перегретый пар. По истечении периода прогрева, равного обычно 3 месяцам, вязкость имеющейся в месторождении 100 углеводородсодержащей субстанции, ввиду высоких температур, оказывается понижена настолько, что субстанция становится текучей. Если же в нагнетательный трубопровод 101 и далее будет подаваться перегретый пар, то ввиду наличия в месторождении или, по меньшей части, в отдельных частях месторождения избыточного давления, углеводородсодержащая субстанция по эксплуатационному трубопроводу 102 может подаваться на поверхность. Для поддержания необходимой для текучести углеводородсодержащей субстанции температуры в нагнетательный трубопровод 101 и далее подается перегретый пар. При выходе на поверхность добытая углеводородсодержащая субстанция может быть передана на последующие этапы обработки, в результате чего может быть получена синтетическая сырая нефть.In order to be able to extract a hydrocarbon-containing substance from the
Фиг.2 демонстрирует поперечное сечение месторождения 100, в котором располагаются два нагнетательных трубопровода 101, 101' и два эксплуатационных трубопровода 102, 102'. Выходящий из нагнетательных трубопроводов 101, 101' перегретый пар схематично представлен посредством стрелок. Перегретый пар образует внутри месторождения 100 паровые камеры 201, 201', из которых ставшая текучей углеводородсодержащая субстанция может быть выдана на-гора. В горизонтальном направлении между паровыми камерами 201, 201' располагается мертвая зона 202, в которой вязкость имеющейся в месторождении 100 углеводородсодержащей субстанции слишком высока для того, чтобы эту углеводородсодержащую субстанцию можно было выдать на-гора. Мертвая зона 202 месторождения 100 не может быть выработана.Figure 2 shows a cross section of a
Фиг.3 демонстрирует устройство для добычи углеводородсодержащей субстанции в местах естественного залегания из месторождения 100, которое, наряду с двумя нагнетательными трубопроводами 101, 101', имеющими горизонтально расположенные в месторождении 100 трубные участки, имеет два эксплуатационных трубопровода 102, 102'. Устройство для добычи углеводородсодержащей субстанции в местах естественного залегания имеет далее два электрода 301, 301', которые располагаются в вертикальных скважинах внутри месторождения 100. Электроды 301, 301' в отношении, по меньшей мере, некоторых частей месторождения 100 действуют как индуктивные и резистивные электрические нагревательные устройства. Будучи обусловленной электропроводимостью, по меньшей мере, некоторых частей месторождения 100, в частности мертвой зоны 202, она может быть резистивно прогрета посредством протекающего между двумя электродами 301, 301' тока. Резистивное тепловое воздействие обозначено посредством стрелок или линий внутри месторождения 100. В то же время электроды 301, 301' действуют в объемах 303, 303' как индуктивные устройства нагрева. Электроды 301, 301' в тех зонах, где они проходят вне самого месторождения 100, могут быть посредством электрических изоляторов 304, 304' изолированы относительно грунта. Таким образом, резистивная тепловая нагрузка может быть передана в определенные зоны месторождения 100. Под электродами 301, 301' могут пониматься, в частности, имеющие форму стержня проводники, выполненные из металла, в частности из металла с высокой электропроводимостью.FIG. 3 shows a device for producing a hydrocarbon-containing substance at a natural occurrence site from a
Представленное на фиг.3 устройство для добычи углеводородсодержащей субстанции в местах естественного залегания может эксплуатироваться, в частности, таким образом, что месторождение 100 прогревается как посредством перегретого пара, так и посредством электрического нагревательного устройства. Во время фазы прогрева месторождения 100 перегретый пар может подаваться, таким образом, как в нагнетательные трубопроводы 101, 101', так и в эксплуатационные трубопроводы 102, 102', дополнительно определенный объем углеводородсодержащей субстанции может выдаваться на-гора, и, в частности, мертвая зона 202 посредством электрического нагрева с помощью электродов 301, 301' может быть прогрета. Таким образом, можно добиться меньшего времени прогрева по сравнению с прогревом месторождения 100 лишь посредством электрического нагрева или посредством подачи пара. Электрическим нагревательным устройством может быть, в частности, нагревательное устройство переменного тока, вследствие чего внутри месторождения 100 не происходит никакой миграции ионов.The device for producing a hydrocarbon-containing substance shown in FIG. 3 in places of natural occurrence can be exploited, in particular, in such a way that the
За счет прогрева месторождения 100 или, по меньшей мере, отдельных частей месторождения 100 может произойти снижение содержания жидкости в месторождении 100 и тем самым снижение электрической проводимости месторождения 100. Снижающаяся электропроводимость месторождения 100 приводит к тому, что электрический нагрев, в частности резистивный принцип действия, теряет свою эффективность. Чтобы противодействовать этим потерям электропроводимости, введенный в месторождение 100 перегретый пар может быть обогащен минералами, в частности солями. Далее, посредством регулировки степени обогащения перегретого пара минералами, в частности солями, электропроводимость месторождения 100 может быть целенаправленным образом отрегулирована. Минералы или соли добавляются при этом к перегретому пару после его выхода из парогенератора. С другой стороны, если битум выработан в определенном месте, то и нет необходимости в наличии электропроводимости в этом месте. В частности, механизм индуктивного воздействия приводит тогда к тому, что потери имеются только там, где имеется электропроводимость, то есть глубина проникновения соответствующим образом увеличивается, и неподвижный при естественной электропроводимости битум разогревается и за счет силы взаимного тяготения с естественным образом имеющимся в хранилище электролитом плавно стекает вниз. Следует учесть, что сначала механизм потерь на электроде, за счет резистивного или же индуктивного принципа действия, будет самым эффективным; то есть, с началом выработки битуму там будет придана большая текучесть. Если электропроводимость электрода мала, то не возникнет никакого контакта между электродом и хранилищем; тогда начинает работать индуктивный механизм, который не зависит от электрического контакта между электродом и хранилищем.By heating the
Фиг.4 демонстрирует устройство для добычи углеводородсодержащей субстанции в местах естественного залегания из месторождения 100. В соответствии с представленным на фиг.4 вариантом выполнения изобретения, по меньшей мере, части нагнетательных трубопроводов 101, 101' используются в качестве электродов электрического нагревательного устройства. В частности, эти самые части нагнетательных трубопроводов 101, 101' могут использоваться в качестве электродов 301, 301' электрического нагревательного устройства, которые располагаются, в основном, горизонтально внутри месторождения 100. Работающие как электроды 301, 301' части нагнетательных трубопроводов 101, 101' прогревают не только резистивно, но и индуктивно, по меньшей мере, отдельные части месторождения 100. В частности, электроды 301, 301' прогревают зоны 303, 303', которые по форме цилиндра располагаются вокруг нагнетательных трубопроводов 101, 101'. Наряду с этими индуктивно прогретыми зонами 303, 303', в частности, резистивным путем прогревается мертвая зона 202. Для осуществления электрического нагрева нагнетательные трубопроводы 101, 101' соединены с источником 302 питания переменного тока.FIG. 4 shows a device for producing a hydrocarbon-containing substance in a natural occurrence from a
Фиг.5 демонстрирует устройство для добычи углеводородсодержащей субстанции в местах естественного залегания из месторождения 100. Представленный на фиг.5 вариант выполнения изобретения содержит два эксплуатационных трубопровода 102, 102', которые выходят из месторождения 100. В толщу месторождения 100 вдаются два электрода 301, 301', которые расположены, соответственно, в направляющей трубе 501, 501'. Направляющие трубы 501, 501' доступны с поверхности и дополнительно в расположенных вне месторождения или в предназначенных для прогрева зонах месторождения 100 частях, посредством электрических изоляционных материалов 304, 304', электрически изолированы относительно грунта. Направляющие трубы 501, 501' доступны для попадания в них жидкости с поверхности грунта и имеют в определенных зонах внутри месторождения 100 проницаемые для жидкости участки. Такими участками могут являться, к примеру, пористые структуры стенок труб или, соответственно, рассечки или отверстия.Fig. 5 shows a device for producing a hydrocarbon-containing substance in places of natural occurrence from a
Посредством того, что целенаправленным образом жидкость, предпочтительно жидкость, обогащенная электролитом для улучшения электропроводимости, вводится в месторождение 100 или в отдельные части месторождения 100, электропроводимость месторождения 100 может целенаправленным образом регулироваться. Таким образом, может быть гарантировано функционирование электрического нагревательного устройства. В качестве дальнейшей меры для обеспечения функционирование электрического нагревательного устройства концы электродов 301, 301', которые обращены от источника 302 тока, могут быть закорочены посредством электрического моста 502.Due to the fact that in a targeted manner, a liquid, preferably a liquid enriched in an electrolyte to improve electrical conductivity, is introduced into the
Посредством представленного на фиг.5 варианта выполнения изобретения возможно выработать месторождение битума без использования перегретого пара. Месторождение может быть прогрето лишь посредством электрического нагрева индуктивным и резистивным путем; имеющийся в эксплуатационных трубопроводах 102, 102' жидкий битум может быть поднят посредством подъемного насоса или перемещен на поверхность за счет наличия естественного геологического избыточного давления. По выбору к месторождению 100 с интервалами через эксплуатационные трубопроводы 102, 102' может подаваться перегретый пар, так что давление внутри месторождения 100 возрастает. Полученное таким образом избыточное давление также может быть использовано для добычи битума из месторождения 100.By means of the embodiment of FIG. 5, it is possible to develop a bitumen deposit without using superheated steam. The field can only be heated by means of electric heating in an inductive and resistive way; Liquid bitumen available in
Электроды 301, 301' могут далее располагаться внутри месторождения 100 таким образом, что расстояние между ними, в направлении от источника 302 тока, с увеличением длины электродов 301, 301' уменьшается. В частности, может иметь место линейное уменьшение расстояния между электродами 301, 301'. Таким образом, может быть предотвращено то обстоятельство, что электрическая тепловая нагрузка, в частности резистивная электрическая тепловая нагрузка, в направлении от источника 302 тока, переносится в начало электродов 301, 301' в месторождение 100 или поступает в эту зону. Расстояние между электродами 301, 301' может быть выбрано, в частности, таким образом, что может быть получена непрерывная тепловая нагрузка по длине электродов 301, 301', в частности по длине фрагментов электродов 301, 301', которые располагаются внутри месторождения 100, с учетом электропроводимости месторождения 100.The
Расстояние между буровыми скважинами может регулироваться при этом посредством общеизвестных мероприятий, к примеру в первую буровую скважину может быть введено передающее устройство, причем буровая головка второй скважины на основании сигнала данного передающего устройства может определить расстояние до первой скважины.The distance between the boreholes can be adjusted in this way by well-known measures, for example, a transmitting device can be introduced into the first borehole, and the drill head of the second well can determine the distance to the first well based on the signal from this transmitting device.
Claims (15)
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DE102007036832A DE102007036832B4 (en) | 2007-08-03 | 2007-08-03 | Apparatus for the in situ recovery of a hydrocarbonaceous substance |
DE102007036832.3 | 2007-08-03 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2426868C1 true RU2426868C1 (en) | 2011-08-20 |
Family
ID=40175964
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010107611/03A RU2426868C1 (en) | 2007-08-03 | 2008-07-31 | Device for extraction of hydrocarbon containing substance in places of natural bedding |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20100252249A1 (en) |
CA (1) | CA2695246C (en) |
DE (1) | DE102007036832B4 (en) |
RU (1) | RU2426868C1 (en) |
WO (1) | WO2009019197A2 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2014014390A2 (en) * | 2012-07-17 | 2014-01-23 | Linetskiy Alexander Petrovich | Method for developing deposits and extracting oil and gas from shale formations |
RU2710057C1 (en) * | 2018-09-05 | 2019-12-24 | Артём Сергеевич Голубов | Oil well viscous production method |
Families Citing this family (21)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE102008022176A1 (en) | 2007-08-27 | 2009-11-12 | Siemens Aktiengesellschaft | Device for "in situ" production of bitumen or heavy oil |
DE102008062326A1 (en) | 2008-03-06 | 2009-09-17 | Siemens Aktiengesellschaft | Arrangement for inductive heating of oil sands and heavy oil deposits by means of live conductors |
WO2009135806A1 (en) | 2008-05-05 | 2009-11-12 | Siemens Aktiengesellschaft | Method and device for “in-situ” conveying of bitumen or very heavy oil |
DE102008044955A1 (en) | 2008-08-29 | 2010-03-04 | Siemens Aktiengesellschaft | Method and apparatus for "in situ" production of bitumen or heavy oil |
DE102008044953A1 (en) | 2008-08-29 | 2010-03-04 | Siemens Aktiengesellschaft | Plant for the in situ recovery of a carbonaceous substance |
DE102008047219A1 (en) | 2008-09-15 | 2010-03-25 | Siemens Aktiengesellschaft | Process for the extraction of bitumen and / or heavy oil from an underground deposit, associated plant and operating procedures of this plant |
DE102009010289A1 (en) | 2009-02-24 | 2010-09-02 | Siemens Aktiengesellschaft | Device for measuring temperature in electromagnetic fields, use of this device and associated measuring arrangement |
DE102010008779B4 (en) | 2010-02-22 | 2012-10-04 | Siemens Aktiengesellschaft | Apparatus and method for recovering, in particular recovering, a carbonaceous substance from a subterranean deposit |
DE102010023542B4 (en) | 2010-02-22 | 2012-05-24 | Siemens Aktiengesellschaft | Apparatus and method for recovering, in particular recovering, a carbonaceous substance from a subterranean deposit |
DE102010008776A1 (en) | 2010-02-22 | 2011-08-25 | Siemens Aktiengesellschaft, 80333 | Apparatus and method for recovering, in particular recovering, a carbonaceous substance from a subterranean deposit |
DE102010020154B4 (en) | 2010-03-03 | 2014-08-21 | Siemens Aktiengesellschaft | Method and apparatus for "in situ" production of bitumen or heavy oil |
US20110277992A1 (en) * | 2010-05-14 | 2011-11-17 | Paul Grimes | Systems and methods for enhanced recovery of hydrocarbonaceous fluids |
DE102010041329A1 (en) | 2010-09-24 | 2012-03-29 | Siemens Aktiengesellschaft | Device for heating soil |
CA2783439A1 (en) * | 2012-07-20 | 2014-01-20 | Sunrise Oil Sands Partnership | Water injection method for assisting in collection of oil in a sagd oil recovery application |
EP2734009A1 (en) * | 2012-11-15 | 2014-05-21 | Siemens Aktiengesellschaft | Induction device for the heating of an oil reservoir, in particular a heavy oil reservoir |
BR112015013195A2 (en) | 2012-12-06 | 2017-08-29 | Siemens Ag | ARRANGEMENT AND METHOD FOR INTRODUCING HEAT INTO A GEOLOGICAL FORMATION BY MEANS OF ELECTROMAGNETIC INDUCTION |
WO2015069406A2 (en) * | 2013-11-07 | 2015-05-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods of controlling in situ resistive heating elements |
EP2886792A1 (en) * | 2013-12-18 | 2015-06-24 | Siemens Aktiengesellschaft | Method for introducing an inductor loop into a rock formation |
EP2886793A1 (en) * | 2013-12-18 | 2015-06-24 | Siemens Aktiengesellschaft | Method for introducing an inductor loop into a rock formation |
DE102014223621A1 (en) * | 2014-11-19 | 2016-05-19 | Siemens Aktiengesellschaft | deposit Heating |
CN111537434B (en) * | 2020-05-11 | 2022-05-31 | 西南石油大学 | Stride earthquake fault buried pipeline test device |
Family Cites Families (19)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3133591A (en) * | 1954-05-20 | 1964-05-19 | Orpha B Brandon | Method and apparatus for forming and/or augmenting an energy wave |
US2748868A (en) * | 1954-07-19 | 1956-06-05 | Union Oil Co | Well heater |
US4199025A (en) * | 1974-04-19 | 1980-04-22 | Electroflood Company | Method and apparatus for tertiary recovery of oil |
US4084638A (en) * | 1975-10-16 | 1978-04-18 | Probe, Incorporated | Method of production stimulation and enhanced recovery of oil |
DE2634137A1 (en) * | 1976-07-29 | 1978-02-02 | Fisher | Hydrocarbon deposit electric induction heating - in situ by induction coil enclosing selected deposit section |
US4303128A (en) * | 1979-12-04 | 1981-12-01 | Marr Jr Andrew W | Injection well with high-pressure, high-temperature in situ down-hole steam formation |
USRE30738E (en) * | 1980-02-06 | 1981-09-08 | Iit Research Institute | Apparatus and method for in situ heat processing of hydrocarbonaceous formations |
US4545435A (en) * | 1983-04-29 | 1985-10-08 | Iit Research Institute | Conduction heating of hydrocarbonaceous formations |
US4821798A (en) * | 1987-06-09 | 1989-04-18 | Ors Development Corporation | Heating system for rathole oil well |
US4957646A (en) * | 1987-08-26 | 1990-09-18 | Shell Oil Company | Steam foam surfactants enriched in alpha olefin disulfonates for enhanced oil recovery |
US5167280A (en) * | 1990-06-24 | 1992-12-01 | Mobil Oil Corporation | Single horizontal well process for solvent/solute stimulation |
US5586213A (en) * | 1992-02-05 | 1996-12-17 | Iit Research Institute | Ionic contact media for electrodes and soil in conduction heating |
US5449251A (en) * | 1993-05-04 | 1995-09-12 | The Regents Of The University Of California | Dynamic underground stripping: steam and electric heating for in situ decontamination of soils and groundwater |
US6828531B2 (en) * | 2000-03-30 | 2004-12-07 | Homer L. Spencer | Oil and gas well alloy squeezing method and apparatus |
AU2002356854A1 (en) * | 2001-10-24 | 2003-05-06 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V | Remediation of a hydrocarbon containing formation |
US6631761B2 (en) * | 2001-12-10 | 2003-10-14 | Alberta Science And Research Authority | Wet electric heating process |
US7398823B2 (en) * | 2005-01-10 | 2008-07-15 | Conocophillips Company | Selective electromagnetic production tool |
DE102007008292B4 (en) * | 2007-02-16 | 2009-08-13 | Siemens Ag | Apparatus and method for recovering a hydrocarbonaceous substance while reducing its viscosity from an underground deposit |
DE102007040607B3 (en) * | 2007-08-27 | 2008-10-30 | Siemens Ag | Method for in-situ conveyance of bitumen or heavy oil from upper surface areas of oil sands |
-
2007
- 2007-08-03 DE DE102007036832A patent/DE102007036832B4/en not_active Expired - Fee Related
-
2008
- 2008-07-31 WO PCT/EP2008/060074 patent/WO2009019197A2/en active Application Filing
- 2008-07-31 CA CA2695246A patent/CA2695246C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-07-31 US US12/670,898 patent/US20100252249A1/en not_active Abandoned
- 2008-07-31 RU RU2010107611/03A patent/RU2426868C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2014014390A2 (en) * | 2012-07-17 | 2014-01-23 | Linetskiy Alexander Petrovich | Method for developing deposits and extracting oil and gas from shale formations |
WO2014014390A3 (en) * | 2012-07-17 | 2014-03-20 | Linetskiy Alexander Petrovich | Method for developing deposits and extracting oil and gas from shale formations |
RU2710057C1 (en) * | 2018-09-05 | 2019-12-24 | Артём Сергеевич Голубов | Oil well viscous production method |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2695246A1 (en) | 2009-02-12 |
WO2009019197A3 (en) | 2010-10-21 |
DE102007036832A1 (en) | 2009-02-05 |
CA2695246C (en) | 2013-02-12 |
WO2009019197A2 (en) | 2009-02-12 |
US20100252249A1 (en) | 2010-10-07 |
DE102007036832B4 (en) | 2009-08-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2426868C1 (en) | Device for extraction of hydrocarbon containing substance in places of natural bedding | |
RU2524584C2 (en) | Systems and methods for underground seam processing with help of electric conductors | |
CA2049627C (en) | Recovering hydrocarbons from hydrocarbon bearing deposits | |
AU2012332851B2 (en) | Multiple electrical connections to optimize heating for in situ pyrolysis | |
RU2414592C1 (en) | Procedure and device for extracting hydrocarbon substance from underground deposit and for reducing substance viscocity | |
Turta et al. | Current status of commercial in situ combustion projects worldwide | |
US5060726A (en) | Method and apparatus for producing tar sand deposits containing conductive layers having little or no vertical communication | |
CA2721991C (en) | In situ heating for reservoir chamber development | |
US20120325458A1 (en) | Electrically Conductive Methods For In Situ Pyrolysis of Organic-Rich Rock Formations | |
WO2014014390A2 (en) | Method for developing deposits and extracting oil and gas from shale formations | |
CA2744767C (en) | Dual mobilizing agents in basal planar gravity drainage | |
CA2684486A1 (en) | In situ recovery from residually heated sections in a hydrocarbon containing formation | |
CA2744749C (en) | Basal planer gravity drainage | |
US20130008651A1 (en) | Method for hydrocarbon recovery using sagd and infill wells with rf heating | |
US10087715B2 (en) | Arrangement and method for introducing heat into a geological formation by means of electromagnetic induction | |
CA2851782C (en) | Method for hydrocarbon recovery using heated liquid water injection with rf heating | |
US20160145986A1 (en) | Mitigating The Effects Of Subsurface Shunts During Bulk Heating Of A Subsurface Formation | |
RU2652245C1 (en) | Method for developing the bituminous oil deposit | |
US20220372854A1 (en) | Method for enhancing oil recovery | |
RU2347068C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
RU2325516C1 (en) | Petroleum deposit development process |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190801 |