RU2471064C2 - Method of thermal impact at bed - Google Patents
Method of thermal impact at bed Download PDFInfo
- Publication number
- RU2471064C2 RU2471064C2 RU2011110645/03A RU2011110645A RU2471064C2 RU 2471064 C2 RU2471064 C2 RU 2471064C2 RU 2011110645/03 A RU2011110645/03 A RU 2011110645/03A RU 2011110645 A RU2011110645 A RU 2011110645A RU 2471064 C2 RU2471064 C2 RU 2471064C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- formation
- pressure
- reservoir
- heater
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к горному делу и может применяться для тепловой обработки продуктивного пласта высоковязкой нефти, восстановления гидравлической связи пласта со скважиной, увеличения нефтеотдачи пластов с высоковязкой нефтью и дебита скважин, а также возобновления эксплуатации нерентабельных скважин на нефть, природный газ, на пресные, минеральные и термальные воды.The invention relates to mining and can be used for heat treatment of a productive formation with highly viscous oil, restoration of hydraulic connection between a formation and a well, increase in oil recovery from highly viscous oil and production rates, as well as the resumption of unprofitable wells for oil, natural gas, fresh, mineral and thermal waters.
Известен «Способ разработки месторождения трудноизвлекаемых углеводородов» (патент RU №2395679, E21B 43/263, опубл. 27.07.2010), заключающийся в проведении газодинамического разрыва пласта путем инициирования горения горючей смеси с выделением высокотемпературных газообразных продуктов и осуществлением комплексного механического, термического и физико-химического воздействия на пласт, отличающийся тем, что используют водную горюче-окислительную смесь, которую предварительно перед инициированием ее горения закачивают в скважину, инициируют ее горение с помощью порохового генератора давления, обеспечивающего дополнительно образование в пласте сетки мелких трещин, размер которых увеличивают на этапе горения водной горюче-окислительной смеси, при этом температуру горения в зоне горения горюче-окислительной смеси обеспечивают 1100-1600 K, причем проводят газодинамический разрыв пласта, свойства которого при динамическом нагружении обеспечивают образование остаточных трещин, не требующих закрепления.The well-known "Method of developing a field of hard-to-recover hydrocarbons" (patent RU No. 2395679, E21B 43/263, publ. 07/27/2010), which consists in carrying out gas-dynamic fracturing by initiating the combustion of a combustible mixture with the release of high-temperature gaseous products and the implementation of complex mechanical, thermal and physical -chemical impact on the formation, characterized in that the use of an aqueous fuel-oxidation mixture, which previously before initiating its combustion is pumped into the well, initiate its g burning with a powder pressure generator, which additionally forms a network of small cracks in the formation, the size of which increases during the combustion phase of the aqueous fuel-oxidative mixture, while the combustion temperature in the combustion zone of the fuel-oxidative mixture is 1100-1600 K, and gas-dynamic fracturing is performed whose properties under dynamic loading provide the formation of residual cracks that do not require fixing.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- узкая область применения, связанная с обязательным наличием легко воспламеняющихся веществ и невозможностью использования для повышения продуктивности пластов с пресными, минеральными и термальными водами;- a narrow scope associated with the mandatory presence of flammable substances and the inability to use to increase the productivity of formations with fresh, mineral and thermal waters;
- применение взрывчатых и легко воспламеняемых веществ, что требует затрат на безопасность проводимых работ, которые должны выполняться специально обученным персоналом;- the use of explosive and flammable substances, which requires costs for the safety of the work that must be performed by specially trained personnel;
- сложный контроль за процессом внутрипластового горения (ВПГ) для исключения самовозгорания продукции пласта и за пластовым давлением, резкое снижение которого, связанное с уходом фронта горения и снижением температуры оставшихся газов, может привести к остановке и затуханию фронта горения или обрушению пласта с его полной кольматацией, исключающих его дальнейшую разработку;- complex control of the in-situ combustion (HSV) process to exclude spontaneous combustion of the formation products and the reservoir pressure, a sharp decrease of which, associated with the departure of the combustion front and a decrease in the temperature of the remaining gases, can lead to a halt and decay of the combustion front or collapse of the formation with complete mudding , excluding its further development;
- неконтролируемый процесс трещинообразования, который может связать пласт с водоносными и/или поглощающими пластами, что может обводнить продукцию пласта, изменить фронт распространения ВПГ в сторону от добывающих скважин или нарушить экологическую ситуацию в подземных источниках воды;- An uncontrolled process of cracking, which can connect the reservoir with aquifers and / or absorbing reservoirs, which can flood the production of the reservoir, change the propagation front of HSV away from production wells, or disrupt the environmental situation in underground water sources;
- невозможно проводить производить анализ параметров нагнетательной скважины без остановки ее работы;- it is impossible to analyze the parameters of the injection well without stopping its operation;
- коэффициент извлечения нефти не превышает 40-50% из-за выгорания практически всех легких фракций и эффекта термического коксообразования на не извлеченные запасы, что исключает их дальнейшее извлечение при помощи скважин;- the oil recovery coefficient does not exceed 40-50% due to the burnout of almost all light fractions and the effect of thermal coke formation on unexplored reserves, which excludes their further extraction using wells;
- сложность оснастки и высокая стоимость устьевого оборудования, которыми нужно оснастить практически все нагнетательные и добывающие скважины из-за быстроного и точно неконтролируемого перемещения фронта ВПГ;- the complexity of tooling and the high cost of wellhead equipment, which need to be equipped with almost all injection and production wells due to the rapid and precisely uncontrolled movement of the HSV front;
- высокие финансовые и материальные затраты, связанные с использованием труда высокооплачиваемых специалистов, производящих работы с легко воспламеняющимися веществами и необходимостью строительства как минимум одной пары нагнетательной и добывающей скважин.- high financial and material costs associated with the use of labor of highly paid specialists working with flammable substances and the need to build at least one pair of injection and production wells.
Известен «Способ обработки призабойной зоны скважины» (патент RU №2296858, E21B 43/263, 43/24, опубл. 10.04.2007), включающий воздействие на продуктивный пласт импульсами давления парогазовой смеси с амплитудой и длительностью, достаточными для создания микротрещин в пласте, и тепловую обработку парогазовой смесью продуктивного пласта после образования в нем микротрещин, отличающийся тем, что производят многократную обработку скважины серией из 5÷6 чередующихся между собой импульсов давления и тепловых импульсов парогазовой смеси, при этом длительность импульсов давления выбирают в диапазоне 1.5÷3 с при импульсной мощности 4,0-1,25 МВт, период следования импульсов выбирают в диапазоне 30-60 с, а в промежутке между импульсами давления проводят тепловую обработку пласта парогазовой смесью при температуре 200-700°C.The well-known "Method of processing the bottom-hole zone of the well" (patent RU No. 2296858, E21B 43/263, 43/24, publ. 10.04.2007), including the impact on the reservoir with pressure pulses of gas-vapor mixture with an amplitude and duration sufficient to create microcracks in the reservoir and heat treatment with a gas-vapor mixture of a productive formation after the formation of microcracks in it, characterized in that the well is repeatedly treated with a series of 5 ÷ 6 alternating pressure pulses and heat pulses of a gas-vapor mixture, while l pressure pulses are selected in the range of 1.5 ÷ 3 s at a pulse power of 4.0-1.25 MW, the pulse repetition period is selected in the range of 30-60 s, and in the interval between pressure pulses, the formation is heat-treated with a vapor-gas mixture at a temperature of 200-700 ° C.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- узкая область применения, связанная с обязательным наличием легко воспламеняющихся веществ и невозможностью использования для повышения продуктивности пластов с пресными, минеральными и термальными водами;- a narrow scope associated with the mandatory presence of flammable substances and the inability to use to increase the productivity of formations with fresh, mineral and thermal waters;
- применение взрывчатых и легко воспламеняемых веществ, что требует затрат на безопасность проводимых работ, которые должны выполняться специально обученным персоналом;- the use of explosive and flammable substances, which requires costs for the safety of the work that must be performed by specially trained personnel;
- сложный контроль за процессом внутрипластового горения (ВПГ) для исключения самовозгорания продукции пласта и за пластовым давлением, резкое снижение которого, связанное с уходом фронта горения и снижением температуры оставшихся газов может привести к остановке и затуханию фронта горения или обрушению пласта с его полной кольматацией, исключающих его дальнейшую разработку;- complex control of the in-situ combustion (HSV) process to exclude spontaneous combustion of the formation products and the reservoir pressure, a sharp decrease in which is associated with the departure of the combustion front and a decrease in the temperature of the remaining gases can lead to a halt and decay of the combustion front or collapse of the formation with its complete mudding, excluding its further development;
- постоянный контроль за точным соблюдением всех технологических операций, которые требуют применения большого количества дорогостоящего оборудования;- continuous monitoring of the exact observance of all technological operations that require the use of a large number of expensive equipment;
- неконтролируемый процесс трещинообразования, который может связать пласт с водоносными и/или поглощающими пластами, что может обводнить продукцию пласта, изменить фронт распространения ВПГ в сторону от добывающих скважин или нарушить экологическую ситуацию в подземных источниках воды;- An uncontrolled process of cracking, which can connect the reservoir with aquifers and / or absorbing reservoirs, which can flood the production of the reservoir, change the propagation front of HSV away from production wells, or disrupt the environmental situation in underground water sources;
- коэффициент извлечения нефти (КИН) не превышает 40-50% из-за выгорания практически всех легких фракций и эффекта термического коксообразования на не извлеченные запасы, что исключает их дальнейшее извлечение при помощи скважин;- the oil recovery coefficient (CIN) does not exceed 40-50% due to the burnout of almost all light fractions and the effect of thermal coke formation on unexplored reserves, which excludes their further extraction using wells;
- сложность оснастки и высокая стоимость устьевого оборудования, которыми нужно оснастить практически все нагнетательные и добывающие скважины из-за быстрого и точно неконтролируемого перемещения фронта ВПГ;- the complexity of the equipment and the high cost of wellhead equipment, which need to be equipped with almost all injection and production wells due to the fast and precisely uncontrolled movement of the HSV front;
- невозможно проводить производить анализ параметров нагнетательной скважины без остановки ее работы;- it is impossible to analyze the parameters of the injection well without stopping its operation;
- высокие финансовые и материальные затраты, связанные с использованием труда высокооплачиваемых специалистов, производящих работы с легко воспламеняющимися веществами, применения дорогого оборудования и необходимостью строительства как минимум одной пары нагнетательной и добывающей скважин.- high financial and material costs associated with the use of labor of highly paid specialists working with flammable substances, the use of expensive equipment and the need to build at least one pair of injection and production wells.
Известен «Способ разработки залежи высоковязкой нефти» (патент RU №2379494, E21B 43/24, опубл. 20.01.2010) с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам и контроль технологических параметров пласта и скважины, отличающийся тем, что окончания колонн насосно-компрессорных труб располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин, прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта с увеличением размеров паровой камеры, в процессе отбора продукции, периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды, анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.The well-known "Method for the development of high-viscosity oil deposits" (patent RU No. 2379494, E21B 43/24, published on January 20, 2010) using a pair of horizontal injection and production wells, horizontal sections of which are placed parallel to one another in the vertical plane of the reservoir, equipped with a column tubing allowing simultaneous injection of coolant and selection of products, injection of coolant, heating of the reservoir with the creation of a steam chamber, selection of products through a production well through a pumping well compressor pipes and control of technological parameters of the formation and the well, characterized in that the ends of the tubing strings are located at opposite ends of the conventionally horizontal section of the wells, heating of the productive formation begins with steam injection into both wells, heats the inter-well zone of the formation, reduces the viscosity of highly viscous oil, and the steam chamber is created by pumping a coolant, propagating to the upper part of the reservoir with an increase in the size of the steam chamber, during the selection process cations, periodically, 2-3 times a week, determine the mineralization of the water taken in parallel, analyze the effect of changes in the water mineralization of the taken water on the uniformity of heating of the steam chamber and, taking into account the changes in the mineralization of the water taken in the way, carry out uniform heating of the steam chamber by adjusting the coolant injection mode or product selection wells until a stable mineralization value of the associated water is reached.
Недостатками данного способа являются;The disadvantages of this method are;
- узкая область применения, связанная с невозможностью использования для повышения продуктивности пластов с пресными, минеральными и термальными водами;- a narrow scope associated with the inability to use to increase the productivity of formations with fresh, mineral and thermal waters;
- сложный контроль за процессом парогравитационного воздействия (ПГВ) требующий остановки процесса отбора продукции для анализа ее минерализации;- complex control over the process of steam gravity (PGV) requiring stopping the selection process for the analysis of its mineralization;
- большие непроизводственные затраты, связанные с нагревом теплоносителя (практически не уменьшающееся с ростом температуры в прогреваемом пласте) до высоких температур для закачки в пласт, где он смешивается с продукцией пласта и вместе с которой пласт подымается на поверхность (не менее 80% теплоносителя в добываемой продукции), после чего затрачиваются большие средства на отделение теплоносителя от продукции пласта;- large non-production costs associated with heating the coolant (practically not decreasing with increasing temperature in the heated formation) to high temperatures for injection into the formation, where it mixes with the production of the formation and with which the formation rises to the surface (at least 80% of the coolant in the produced products), after which a lot of money is spent on separating the coolant from the formation products;
- высокие давления закачки теплоносителя (до 20-40 МПа) в пласт, что может вызвать прорыв теплоносителя в водоносные и/или поглощающие пласты, что может привести к невозможности использования способа или нарушить экологическую ситуацию в подземных источниках воды;- high pressure injection of the coolant (up to 20-40 MPa) into the reservoir, which can cause a breakthrough of the coolant in the aquifers and / or absorbing strata, which may lead to the inability to use the method or violate the environmental situation in underground water sources;
- невозможно производить анализ параметров нагнетательной скважины без остановки ее работы;- it is impossible to analyze the parameters of the injection well without stopping its operation;
- КИН не превышает 40% из-за образования зон с малым относительно изначально пластового с низким пластовым сопротивлением и кольматацией из-за воздействия высоким давлением участков пласта, не находящихся в зонах с низким пластовым сопротивлением, что исключает их дальнейшее извлечение при помощи скважин;- oil recovery factor does not exceed 40% due to the formation of zones with a relatively small initial reservoir with low reservoir resistance and mudding due to high pressure exposure of the reservoir sections that are not in zones with low reservoir resistance, which excludes their further extraction using wells;
- необходимость строительства дорогостоящих дополнительных пар нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, так как применение горизонтальных скважин длиной более 200-250 м и диаметром более 140 мм на эффективность прогрева не влияют из-за образования в пласте зон с низким пластовым сопротивлением;- the need to build expensive additional pairs of injection and producing horizontal wells, since the use of horizontal wells with a length of more than 200-250 m and a diameter of more than 140 mm does not affect the heating efficiency due to the formation of zones with low formation resistance in the formation;
- высокие финансовые и материальные затраты, применения дорогого оборудования, работающего при высоких давлениях, и необходимостью строительства как минимум одной пары горизонтальных участков нагнетательной и добывающей скважин.- high financial and material costs, the use of expensive equipment operating at high pressures, and the need to build at least one pair of horizontal sections of the injection and production wells.
Известен «Способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей» (патент RU №2387818, E21B 43/24, опубл. 27.04.2010), включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции, отличающийся тем, что в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, а совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель.The well-known "Method of developing deposits of heavy and ultra-viscous oils" (patent RU No. 2387818, E21B 43/24, publ. 04/27/2010), including the injection of steam into the reservoir, heating the reservoir with the creation of a steam chamber, the combined injection of steam and hydrocarbon solvent and product selection , characterized in that as a hydrocarbon solvent, a mixture of hydrocarbons of the limiting aliphatic and aromatic series is used, the main component of which is benzene, and the combined injection of steam and a hydrocarbon solvent is carried out after reaching t the temperature in the steam chamber is not less than the temperature of the phase transition of the mixture of steam and hydrocarbon solvent with the temperature in the steam chamber not lower than the temperature of the phase transition of the mixture of steam - hydrocarbon solvent.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- узкая область применения, связанная с невозможностью использования для повышения продуктивности пластов с пресными, минеральными и термальными водами;- a narrow scope associated with the inability to use to increase the productivity of formations with fresh, mineral and thermal waters;
- сложный контроль за процессом паро-гравитационного воздействия (ПГВ) требующий остановки процесса отбора продукции для анализа ее минерализации;- complex control over the process of steam-gravitational impact (PGW) requiring stopping the process of product selection for analysis of its mineralization;
- большие непроизводственные затраты, связанные с нагревом теплоносителя (практически не уменьшающееся с ростом температуры в прогреваемом пласте) до высоких температур для закачки в пласт, где он смешивается с продукцией пласта и вместе с которой пласт подымается на поверхность (не менее 80% теплоносителя в добываемой продукции), после чего затрачиваются большие средства на отделение теплоносителя от продукции пласта;- large non-production costs associated with heating the coolant (practically not decreasing with increasing temperature in the heated formation) to high temperatures for injection into the formation, where it mixes with the production of the formation and with which the formation rises to the surface (at least 80% of the coolant in the produced products), after which a lot of money is spent on separating the coolant from the formation products;
- большие затраты на использование углеводородного растворителя, так как он используется в процентном отношении к закачиваемому пару (3-20 т/ч);- high costs for the use of hydrocarbon solvent, since it is used as a percentage of the injected steam (3-20 t / h);
- высокие давления закачки теплоносителя (до 20-40 МПа) в пласт, что может вызвать прорыв теплоносителя в водоносные и/или поглощающие пласты, что может привести к невозможности использования способа или нарушить экологическую ситуацию в подземных источниках воды;- high pressure injection of the coolant (up to 20-40 MPa) into the reservoir, which can cause a breakthrough of the coolant in the aquifers and / or absorbing strata, which may lead to the inability to use the method or violate the environmental situation in underground water sources;
- невозможно проводить производить анализ параметров нагнетательной скважины без остановки ее работы;- it is impossible to analyze the parameters of the injection well without stopping its operation;
- необходимость строительства дорогостоящих дополнительных нагнетательных горизонтальных скважин, так как применение горизонтальных скважин длиной более 200-250 м и диаметром более 140 мм на эффективность прогрева не влияют из-за образования в пласте зон с низким пластовым сопротивлением;- the need to build expensive additional horizontal injection wells, since the use of horizontal wells with a length of more than 200-250 m and a diameter of more than 140 mm does not affect the heating efficiency due to the formation of zones with low reservoir resistance in the formation;
- КИН не превышает 45% из-за образования зон с малым относительно изначально пластового с низким пластовым сопротивлением и кольматацией из-за воздействия высоким давлением участков пласта, не находящихся в зонах с низким пластовым сопротивлением, что исключает их дальнейшее извлечение при помощи скважин;- oil recovery factor does not exceed 45% due to the formation of zones with a relatively small initial reservoir with low reservoir resistance and mudding due to high pressure exposure of reservoir sections that are not in zones with low reservoir resistance, which excludes their further extraction using wells;
- высокие финансовые и материальные затраты, применения дорогого оборудования, работающего при высоких давлениях и необходимость строительства как минимум одной пары горизонтальных участков нагнетательной и добывающей скважин.- high financial and material costs, the use of expensive equipment operating at high pressures and the need to build at least one pair of horizontal sections of the injection and production wells.
Известен «Способ повышения нефтеотдачи путем воздействия на призабойную зону пласта ультразвуковым излучением (УЗИ)» (патент RU №2353760, E21B 43/16, 43/24, 28/00, опубл. 27.04.2009), заключающийся в одновременном вибрационном и тепловом воздействии, отличающийся тем, что ультразвуковое излучение направляют с наземной части скважины внутрь скважины по насосно-компрессорным трубам скважины, по штоку скважинного насоса и по погружному волноводу, размещенному в насосно-компрессорных трубах и/или в зазоре между насосно-компрессорными и обсадными трубами, воздействие осуществляют в процессе добычи нефти из скважины без ее остановки, а удельную мощность ультразвука, подаваемого в волноводы, выбирают в пределах от 0,1 до 10 кВт/см2.The well-known "Method of increasing oil recovery by exposure to the bottomhole formation zone by ultrasonic radiation (ultrasound)" (patent RU No. 2353760, E21B 43/16, 43/24, 28/00, publ. 04/27/2009), which consists in simultaneous vibration and thermal exposure characterized in that the ultrasonic radiation is directed from the ground part of the well into the well through the tubing of the well, along the stem of the well pump and through the submersible waveguide located in the tubing and / or in the gap between the tubing and casing, The action is performed in the process of oil production from the well without stopping, and ultrasound power density supplied to the waveguides are selected in the range from 0.1 to 10 kW / cm 2.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- узкая область применения, связанная с невозможностью использования для повышения продуктивности пластов с пресными, минеральными и термальными водами;- a narrow scope associated with the inability to use to increase the productivity of formations with fresh, mineral and thermal waters;
- также узкая область применения, связанная с необходимостью подбора колонны, используемой для передачи УЗИ, с практически одинаковыми акустическими и электрическими параметрами всех ее труб и пласта с достаточно однородными параметрами по всей длине вскрытия для исключения эффекта «затухания» УЗИ при передаче по колонне труб и воздействии на пласт;- also a narrow scope associated with the need to select the column used for ultrasound transmission, with almost the same acoustic and electrical parameters of all its pipes and the formation with fairly uniform parameters along the entire opening length to eliminate the effect of “attenuation” of ultrasound during transmission through the pipe string and impact on the reservoir;
- необходимо использовать специальное дорогостоящее оборудование (кабели, датчики, реле, пульты управления, узлы соединения и т.п.), рассчитанное на высокие мощности, потребляемые генератором УЗИ;- it is necessary to use special expensive equipment (cables, sensors, relays, control panels, connection nodes, etc.), designed for the high power consumed by the ultrasound generator;
- невозможно проводить производить анализ параметров скважины и отбор продукции без остановки работы генератора УЗИ;- it is impossible to analyze the parameters of the well and select products without stopping the operation of the ultrasound generator;
- высокие затраты электроэнергии при относительно небольшом охвате пласта, что значительно увеличивает время (не менее чем в 20 раз по сравнению даже с ПГВ) до начала промышленной разработки.- high energy costs with a relatively small coverage of the reservoir, which significantly increases the time (not less than 20 times compared with the PGW) before the start of industrial development.
Наиболее близким по технической сущности является «Способ тепловой обработки призабойной зоны скважины» (патент RU №2266401, E21B 43/24, опубл. 20.12.2005), включающий заполнение части корпуса электродного нагревателя водой, его герметизацию, размещение в скважине и нагрев призабойной зоны скважины, отличающийся тем, что верхнюю часть корпуса заполняют инертным газом под начальным давлением p1 и после размещения корпуса в призабойной зоне скважины нагревают воду до рабочей закритической температуры Т2, при этом давление p1 определяют из зависимости:The closest in technical essence is the "Method of heat treatment of the bottom-hole zone of the well" (patent RU No. 2266401, E21B 43/24, publ. 12/20/2005), including filling part of the body of the electrode heater with water, sealing, placement in the well and heating of the bottom-hole zone wells, characterized in that the upper part of the casing is filled with inert gas under an initial pressure p 1 and after placing the casing in the bottomhole zone of the well, water is heated to a working supercritical temperature T 2 , while pressure p 1 is determined from the relationship:
где p2 - рабочее давление внутри корпуса нагревателя, соответствующее температуре Т2, Па;where p 2 is the working pressure inside the heater casing corresponding to the temperature T 2 , Pa;
T1 - начальная температура воды, K;T 1 - initial water temperature, K;
V - объем корпуса нагревателя, м3;V is the volume of the heater body, m 3 ;
V2 - рабочий объем воды при давлении p2 и температуре T2, м3;V 2 - the working volume of water at a pressure p 2 and a temperature T 2 , m 3 ;
V1 - объем воды при давлении p1 и температуре T1, м3.V 1 - the volume of water at a pressure p 1 and a temperature T 1 , m 3 .
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- узкая область применения, связанная с невозможностью использования данного способа в горизонтальных скважинах из-за спуска на кабеле;- narrow scope associated with the inability to use this method in horizontal wells due to descent on the cable;
- также узкая область применения, связанная с необходимостью проведения работ вблизи с высоковольтными линиями электропередач (ЛЭП), так как для генерации 1 МВт тепла при напряжении 380 В потребуется ток 3700 А (что примерно равно одновременному использованию 180 сварочных аппаратов);- also a narrow scope associated with the need to conduct work near high-voltage power lines (power lines), since the generation of 1 MW of heat at a voltage of 380 V requires a current of 3700 A (which is approximately equal to the simultaneous use of 180 welding machines);
- необходимо использовать специальное дорогостоящее оборудование (кабели, датчики, реле, пульты управления, узлы соединения и т.п.), рассчитанное на высокие мощности, потребляемые нагревателем;- it is necessary to use special expensive equipment (cables, sensors, relays, control panels, connection nodes, etc.) designed for high power consumed by the heater;
- увеличение длины электродного нагревателя снижает температуру на единицу его длины, что делает этот способ неэффективным в скважинах с большой длиной воздействия на пласт;- an increase in the length of the electrode heater reduces the temperature by a unit of its length, which makes this method inefficient in wells with a large length of stimulation;
- высокие затраты электроэнергии при относительно небольшом охвате пласта, что значительно увеличивает время (примерно в 15-20 раз по сравнению даже с ПГВ) до начала промышленной разработки;- high energy costs with a relatively small coverage of the reservoir, which significantly increases the time (about 15-20 times compared with even the GWP) before the start of industrial development;
- невозможно проводить производить отбор и анализ продукции скважины без остановки работы электродного нагревателя, так как для эффективной его работы необходимо устанавливать в вертикальной скважине пакер выше пласта, на который он воздействует.- it is impossible to carry out the selection and analysis of well products without stopping the operation of the electrode heater, since for its effective operation it is necessary to install a packer in a vertical well above the formation that it affects.
Технической задачей предлагаемого изобретения является создание простого, экологически безопасного способа теплового воздействия на пласт, не нарушающего структуру пласта, позволяющего работать в протяженных и горизонтальных скважинах и производить регулировку давления в скважине (закачку в пласт и отбор из пласта) без остановки работы нагревателя.The technical task of the invention is the creation of a simple, environmentally friendly method of thermal impact on the formation, not violating the structure of the formation, allowing you to work in long and horizontal wells and adjust the pressure in the well (injection into the formation and selection from the formation) without stopping the heater.
Техническая задача решается способом тепловой обработки призабойной зоны скважины, включающим заполнение герметичного нагревателя теплоносителем, размещение в скважине и нагрев призабойной зоны скважины.The technical problem is solved by the method of heat treatment of the bottom-hole zone of the well, including filling the sealed heater with coolant, placement in the well and heating the bottom-hole zone of the well.
Новым является то, что призабойную зону скважины строят в виде горизонтально-наклонного или горизонтального ствола, нагреватель выполняют в виде циркуляционного теплообменника, в котором производят прокачку предварительно нагретого на поверхности теплоносителя, перед размещением теплообменника производят исследование физических параметров пласта, определяют внутрипластовое давление пласта и давление образования трещин в коллекторе пласта, при нагреве призабойной зоны пласта в скважине поддерживают давление не ниже начального пластового давления пласта и не выше давления образования трещин в коллекторе за счет отбора из скважины газа и жидкости из низшего уровня.New is that the bottom-hole zone of the well is built in the form of a horizontally-inclined or horizontal well, the heater is made in the form of a circulation heat exchanger, in which pumping is preheated on the surface of the coolant, before placing the heat exchanger, the physical parameters of the formation are studied, the formation pressure and pressure are determined formation of cracks in the reservoir, when the bottom-hole zone of the formation is heated in the well, the pressure is maintained not lower than the initial Stow formation pressure and not higher cracking pressure in the reservoir due to the selection of the well gas and fluid from the lower level.
На чертеже изображена схема для реализации скважины с горизонтальным стволом.The drawing shows a diagram for the implementation of a well with a horizontal wellbore.
Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.
Строят скважину 1 с размещением в продуктивном пласте 2 призабойной зоны 3, в которой производят перфорацию 4 обсадной колонны 5. После чего в скважину до призабойной зоны 3 спускают герметичный нагреватель 6, например, выполненный в виде труба 7 в трубе 8, который заполняют теплоносителем и подключают к теплогенератору 9, например к теплообменнику или нагревательному котлу. Так как нагреватель 6 герметичный, то для любых видов пластов и с любой продукцией в качестве теплоносителя можно использовать любые высокотемпературные теплоносители, в том числе и синтетические масла (например, «Therminol» фирмы «Solatia Inc.» - синтетический теплоноситель, предназначенный для работы в диапазоне температур от -115°C до +400°C в жидкой и паровой фазе или аналогичные масла других производителей: ВР, "Shell" и т.д.) Нагреватель 6 соединят с тепло генератором 9 на устье скважины 1, который производит нагрев теплоносителя и из которого насосом 10 производят прокачку предварительно нагретого теплоносителя через циркуляционный нагреватель 6, например: теплоноситель закачивают насосом 10 во внутреннюю трубу 7 до заглушенного конца 11 наружной трубы 8, откуда он по межтрубному пространству этих труб 7 и 8 поднимается на поверхность и далее зацикливается в теплогенераторе 9. Для более эффективного прогрева пласта 2 его призабойную зону 3 рекомендуется строить в виде горизонтально-наклонного или горизонтального ствола, так как по горизонтали длина плата 2 обычно гораздо больше, чем его толщина, при этом нагреваемые продукты от нагревателя 6 поднимаются вверх, наиболее эффективно отдавая вверх тепло. При добыче высоковязких и битуминозных нефтей рекомендуется перед размещением нагревателя 6 производить исследование физических параметров пласта 2 для определения внутрипластового давления пласта 2 в начальном состоянии и давления образования трещин в коллекторе пласта 2. После спуска нагревателя 6 при нагреве призабойной зоны пласта 2, в скважине поддерживают давление, регистрируемое на манометре 12 (с учетом расположения на устье) не ниже начального пластового давления пласта 2, чтобы исключить нарушение целостности коллектора пласта 2 при отборе его продукции, и не выше давления образования трещин в данном коллекторе, чтобы исключить образования трещин с малым сопротивлением, по которым возможен прорыв пара или нагретой жидкости, уменьшая охват и нефтеотдачу пласта 2.A well 1 is built with a bottomhole zone 3 being placed in the reservoir 2, in which casing 4 is perforated 4. After that, a sealed heater 6 is lowered into the well to the bottomhole zone 3, for example, made in the form of a pipe 7 in a pipe 8, which is filled with coolant and connected to a heat generator 9, for example, to a heat exchanger or heating boiler. Since heater 6 is hermetic, any high-temperature fluids, including synthetic oils (for example, “Therminol” by Solatia Inc., a synthetic coolant designed to work in temperature range from -115 ° C to + 400 ° C in the liquid and vapor phase or similar oils from other manufacturers: BP, Shell, etc.) The heater 6 will be connected to the heat generator 9 at the wellhead 1, which produces heating medium and from which pump 10 The preheated heat carrier is pumped through the circulation heater 6, for example: the heat carrier is pumped into the inner pipe 7 by the pump 10 to the muffled end 11 of the outer pipe 8, from where it rises to the surface along the annular space of these pipes 7 and 8 and goes into cycles in the heat generator 9. For more It is recommended that the effective heating of the formation 2 of its bottom-hole zone 3 be in the form of a horizontally-inclined or horizontal trunk, since the horizontal length of the plate 2 is usually much greater than its thickness ins, the heated products from the heater 6 are raised up most effectively giving up heat. When producing highly viscous and bituminous oils, it is recommended that prior to placing the heater 6, it is necessary to study the physical parameters of the formation 2 to determine the in-situ pressure of the formation 2 in the initial state and the pressure of formation of cracks in the reservoir of the formation 2. After the heater 6 is released when the bottom-hole zone of the formation 2 is heated, the pressure is maintained in the well recorded on the manometer 12 (taking into account the location on the mouth) is not lower than the initial reservoir pressure of the formation 2, in order to exclude violation of the integrity of the reservoir 2 during the selection of its products, and not higher than the pressure of formation of cracks in this reservoir, in order to exclude the formation of cracks with low resistance, through which breakthrough of steam or heated fluid is possible, reducing the coverage and oil recovery 2.
При работе во время нагрева призабойной зоны 3 при вскипании продукции пласта 2 повышается давление в скважине 1 (для наибольшей эффективности используют температуру для нагревания, превосходящую температуру кипения продукции пласта), что отмечается на манометре 12, который показывает давление в скважине 1 с учетом глубины залегания пласта 2, а по мере отбора продукции из пласта 2 давление, оцениваемое манометром 12, снижается. Оценивая показания манометра 12, принимается решение об отборе продукции пласта 2 из скважины 1 или нагнетании насосом 13 жидкости или пара в пласт 2 по скважине 1, осуществляя контроль давления в скважине 1, которое передается на пласт 2.When working while heating the bottom-hole zone 3 when boiling the products of the formation 2, the pressure in the well 1 rises (for maximum efficiency, use the temperature for heating exceeding the boiling point of the products of the formation), which is noted on the pressure gauge 12, which shows the pressure in the well 1 taking into account the depth formation 2, and as the selection of products from formation 2, the pressure estimated by the pressure gauge 12 decreases. Assessing the readings of the pressure gauge 12, a decision is made to select the products of the formation 2 from the well 1 or to pump the pump 13 with liquid or steam into the formation 2 through the well 1, monitoring the pressure in the well 1, which is transmitted to the formation 2.
Отбор продукции пласта 2 осуществляют двумя способами.The selection of formation 2 is carried out in two ways.
При начале прогрева пласта 2 давление в скважине 1 повышается за счет вскипания и расширения жидкой продукции пласта 2 и расширения газа, нагреваясь которые поднимаются по вертикальному участку 14 скважины 1, отбираются и конденсируются, например, в сборной емкости 15. При этом легкие фракции продукции пласта 2, выделяемые при нагреве продукции, могут конденсироваться, собираться в емкости 15 для дальнейших технологических операций.When the formation 2 is heated up, the pressure in the well 1 increases due to boiling and expansion of the liquid products of the formation 2 and expansion of the gas, which heat up along the vertical section 14 of the well 1, and are collected and condensed, for example, in a collection tank 15. In this case, light fractions of the formation production 2, released during heating of the product, can condense, collect in the tank 15 for further technological operations.
По мере прогрева и охвата температурным воздействием пласта 2, объем поступающей продукции в скважину 1 увеличивается и мощности нагревателя 6 не хватает для доведения до кипения жидкости, поступающей из пласта 2. Тогда продукцию пласта 2 отбирают при помощи погружного насоса 16 (штангового или высокотемпературного винтового), спускаемого на параллельной колонне труб 17, с использованием двуствольной устьевой арматуры 18 (показана условно), с входом 19, располагаемым в максимально низшем уровне скважины 1 для обеспечения наиболее эффективного отбора продукции пласта 2.As it warms up and is covered by the temperature effect of the formation 2, the volume of incoming products into the well 1 increases and the power of the heater 6 is not enough to bring the fluid coming from the formation 2 to a boil. Then, the products of the formation 2 are selected using a submersible pump 16 (sucker rod or high-temperature screw) run on a parallel pipe string 17, using double-barrel wellhead 18 (shown conditionally), with an input 19 located at the lowest possible level of well 1 to ensure the most efficient reservoir production selection 2.
В результате отбора продукции пласта 2 из скважины 1 или других добывающих скважин (на чертеже не показаны), охваченных тепловым воздействием скважины 1, и увеличения охвата температурного воздействия пласт 2, внутри пластовое давление снижается. Для поддержания давления в пласте 2 в него через скважину 1 нагнетают насосом 13 жидкость, (в качестве жидкости могут использовать, например: воду, воду с растворителями, в том числе и углеводородными, нефть и т.п.), газированную жидкость и/или осушенный пар. В результате жидкость под действием нагревателя 6 доводится до кипения, а газ, образовавшийся пар и/или нагнетаемый пар дополнительно нагревается, и создает в скважине 1 необходимое для дальнейшего освоения давление, воздействующее на пласт 2. В качестве углеводородного растворителя могут использовать легкие фракции из добытой продукции пласта 2, находящиеся в емкости 15. Воду с углеводородными растворителями, нефть и газированную жидкость используют при нагнетании в пласт 2 для наиболее эффективного вытеснения с дополнительным разжижением высоковязких и битуминозных нефтей из него. Воду и пар используют в водоносных пластах или нефтеносных пластах, в которых уже образовалась паровая камера (на чертеже не показана) у кровли пласта над скважиной 1 для поддержания баланса между температурой, давлением и объемом камеры, обеспечивающим поддержание воды в ней в парообразном состоянии.As a result of the selection of production of formation 2 from well 1 or other production wells (not shown in the drawing) covered by the thermal effect of well 1 and an increase in the coverage of the temperature effect of formation 2, inside the formation pressure decreases. To maintain pressure in the formation 2, a liquid is pumped into it through a well 1 by a pump 13 (for example, water, water with solvents, including hydrocarbon, oil, etc.), carbonated liquid and / or drained steam. As a result, the liquid is brought to a boil under the action of the heater 6, and the gas, the generated steam and / or the injected steam is additionally heated, and creates the pressure necessary for further development in the well 1, which acts on the formation 2. Light fractions from the produced can be used as a hydrocarbon solvent products of formation 2 located in tank 15. Water with hydrocarbon solvents, oil and carbonated liquid are used when injected into formation 2 for the most efficient displacement with additional dilution eat highly viscous and bituminous oils from it. Water and steam are used in aquifers or oil reservoirs in which a steam chamber (not shown) has already formed at the roof of the formation above the well 1 to maintain a balance between temperature, pressure and chamber volume, which maintains water in it in a vapor state.
Для распределения добытой продукции пласта 2 и нагнетания жидкости или пара а регулирования объемов закачки теплоносителя в нагревателе 6 используют устьевые задвижки 20.Wellhead valves 20 are used to distribute the extracted products of the formation 2 and inject liquid or steam and control the volume of coolant pumped in the heater 6.
Использование высокотемпературных теплоносителей с температурой до 400°C позволяет в герметичных нагревателях 6 позволяет снизить вероятность аварийных ситуаций на 90% из-за работы при низких давлениях, повысить коэффициент теплоотдачи, так как в нагревателе стабильно поддерживается высокая температура жидкости без перехода жидкости в газообразное состояние и обратно, что снижает эффективность работы как нагревателя 6, так и теплогенератора 9. Причем для увеличения эффективности воздействия на пласт 2 достаточно увеличить практически неограниченно длину горизонтальной призабойной зоны 3 (линейная зависимость) или увеличить ее диаметр (квадратичная зависимость) до максимально возможного (ограничивается наличием долот большого диаметра).The use of high-temperature coolants with temperatures up to 400 ° C allows in sealed heaters 6 to reduce the likelihood of accidents by 90% due to operation at low pressures, to increase the heat transfer coefficient, since the high temperature of the liquid is stably maintained in the heater without transitioning the liquid to a gaseous state and vice versa, which reduces the efficiency of both the heater 6 and the heat generator 9. Moreover, to increase the efficiency of the impact on the formation 2, it is enough to increase practically limited length of the horizontal bottom zone 3 (linear relationship) or to increase its diameter (quadratic dependency) to the maximum possible (limited by the availability of large diameter bit).
Работа в вышеописанном диапазоне давлений позволяет увеличить эффективность нагрева призабойной зоны 3 пласта 2, так как теплообменные процессы происходят аналогично ПГВ (то есть равномерно во все стороны от стенок скважины 1 в пласт 2), а конвекционные процессы, связанные массообменном нагреваемой жидкости из скважины 1 и продукцией в пласте 2 через перфорацию 4 призабойной зоны 3, за счет направления вектора нагрева от стенок скважины 1 практически полностью вверх из-за относительно невысокого давления воздействия на пласт 2, а не равномерно от стенок скважины 1 как при ПГВ. При этом анализ и расчеты показали, что чем больше площадь призабойной зоны 3 пласта спроецированная на горизонтальную плоскость, тем выше эффективность используемого метода. При прочих равных условия при использовании призабойной зоны 3 пласта 2 скважины 1 в виде горизонтально-наклонного или горизонтального ствола по отношению к 111 В позволяет увеличить эффективность теплового воздействия в 2-3 раза из-за меньшего рассеивания высоким давлением тепла по пласту 2.Working in the above pressure range allows to increase the efficiency of heating the bottom-hole zone 3 of formation 2, since heat transfer processes occur similarly to PGW (that is, uniformly in all directions from the walls of well 1 into formation 2), and convection processes associated with mass-transfer of heated fluid from well 1 and products in the formation 2 through the perforation 4 of the bottom-hole zone 3, due to the direction of the heating vector from the walls of the well 1 almost completely up due to the relatively low pressure of the impact on the formation 2, and not evenly about the borehole wall 1, as in the PGV. Moreover, analysis and calculations showed that the larger the area of the bottom-hole zone 3 of the formation projected onto a horizontal plane, the higher the efficiency of the method used. Ceteris paribus, when using the bottom-hole zone 3 of formation 2 of well 1 in the form of a horizontally-inclined or horizontal shaft with respect to 111 V, it is possible to increase the thermal effect efficiency by a factor of 2–3 due to less heat dissipation in formation 2.
Наибольшую эффективность предлагаемый способ дает на начальных этапах разработки пласта 2, так как нет необходимости строить дополнительные добывающие скважины (на чертеже не показаны), а продукцию пласта добывают из этой же скважины. При этом за счет более эффективного прогрева призабойной зоны 3 пласта 2, промышленная добыча продукции пласта даже высоковязких и битуминозных нефтей начинается через 3-5 месяцев, а не через 2-5 лет - как при ПГВ.The proposed method gives the greatest efficiency at the initial stages of the development of formation 2, since there is no need to build additional production wells (not shown in the drawing), and the production of the formation is extracted from the same well. At the same time, due to more efficient heating of the bottom-hole zone 3 of formation 2, the industrial production of the production of the formation even of high-viscosity and bituminous oils begins in 3-5 months, and not after 2-5 years - as with PGV.
Благодаря естественным конвекционным эффектам при использовании способа в пласте 2 КИН составляет не менее 75%, что значительно превышает используемые способы добычи высоковязкой и битуминозной нефти.Due to the natural convection effects when using the method in reservoir 2, the recovery factor is at least 75%, which significantly exceeds the methods used for the production of highly viscous and bituminous oil.
Причем низкая вероятность аварий нагревателя 6, который герметичен и работает при невысоких давлениях, а также относительно невысокие давления, поддерживаемые в скважине 1 для воздействия на пласт 2, позволяют использовать способ и в водоносных пластах. При этом эти давления исключает создание гидродинамических связей с другими пластами (на чертеже не показаны), которые могут быть неодинаковыми по составу продукции, и подземными резервуарами питьевой воды, то есть способ экологически безопасен.Moreover, the low probability of accidents of the heater 6, which is tight and operates at low pressures, as well as the relatively low pressures maintained in the well 1 to act on the formation 2, allow the method to be used in aquifers as well. At the same time, these pressures preclude the creation of hydrodynamic connections with other layers (not shown in the drawing), which may be unequal in composition of products, and underground drinking water tanks, that is, the method is environmentally safe.
Предлагаемый способ теплового воздействия на пласт прост и эффективен в использовании, экологически безопасен, не нарушает структуру пласта, позволяет работать в протяженных и горизонтальных скважинах и производить регулировку давления в скважине (закачку в пласт и отбор из пласта) без остановки работы нагревателя.The proposed method of thermal action on the formation is simple and efficient to use, environmentally friendly, does not violate the structure of the formation, allows you to work in long and horizontal wells and adjust the pressure in the well (injection into the formation and selection from the formation) without stopping the heater.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011110645/03A RU2471064C2 (en) | 2011-03-21 | 2011-03-21 | Method of thermal impact at bed |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011110645/03A RU2471064C2 (en) | 2011-03-21 | 2011-03-21 | Method of thermal impact at bed |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011110645A RU2011110645A (en) | 2012-09-27 |
| RU2471064C2 true RU2471064C2 (en) | 2012-12-27 |
Family
ID=47078055
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011110645/03A RU2471064C2 (en) | 2011-03-21 | 2011-03-21 | Method of thermal impact at bed |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2471064C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103726806A (en) * | 2013-12-16 | 2014-04-16 | 金川集团股份有限公司 | Mining area vertical shaft cold prevention and thermal insulation method |
| RU2612385C1 (en) * | 2016-02-16 | 2017-03-09 | Владимир Васильевич Кунеевский | Method for thermal action on formation |
| RU2613215C1 (en) * | 2016-02-19 | 2017-03-15 | Владимир Васильевич Кунеевский | Method for thermal action on formation |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| RU2034135C1 (en) * | 1992-03-31 | 1995-04-30 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for treatment of bottom-hole oil formation zone with clay-containing reservoir |
| RU2156860C2 (en) * | 1998-11-20 | 2000-09-27 | Линецкий Александр Петрович | Method of increasing degree of oil and gas recovery and intensification of oil-well operation in oil fields |
| US20050269088A1 (en) * | 2004-04-23 | 2005-12-08 | Vinegar Harold J | Inhibiting effects of sloughing in wellbores |
| RU2266401C1 (en) * | 2004-04-12 | 2005-12-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова (технический университет) | Method for thermal well bottom zone treatment |
| RU2287677C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil-bitumen deposit |
-
2011
- 2011-03-21 RU RU2011110645/03A patent/RU2471064C2/en active IP Right Revival
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| RU2034135C1 (en) * | 1992-03-31 | 1995-04-30 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for treatment of bottom-hole oil formation zone with clay-containing reservoir |
| RU2156860C2 (en) * | 1998-11-20 | 2000-09-27 | Линецкий Александр Петрович | Method of increasing degree of oil and gas recovery and intensification of oil-well operation in oil fields |
| RU2266401C1 (en) * | 2004-04-12 | 2005-12-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова (технический университет) | Method for thermal well bottom zone treatment |
| US20050269088A1 (en) * | 2004-04-23 | 2005-12-08 | Vinegar Harold J | Inhibiting effects of sloughing in wellbores |
| RU2287677C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil-bitumen deposit |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103726806A (en) * | 2013-12-16 | 2014-04-16 | 金川集团股份有限公司 | Mining area vertical shaft cold prevention and thermal insulation method |
| RU2612385C1 (en) * | 2016-02-16 | 2017-03-09 | Владимир Васильевич Кунеевский | Method for thermal action on formation |
| RU2613215C1 (en) * | 2016-02-19 | 2017-03-15 | Владимир Васильевич Кунеевский | Method for thermal action on formation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011110645A (en) | 2012-09-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11655697B2 (en) | Method and system for subsurface resource production | |
| US20140246191A1 (en) | System and method for increasing production capacity of oil, gas and water wells | |
| EA019565B1 (en) | Pulse fracturing device and method | |
| AU2011248918A1 (en) | Conduction convection reflux retorting process | |
| CA2867873C (en) | Methods and systems for downhole thermal energy for vertical wellbores | |
| US3743017A (en) | Use of fluidic pressure fluctuation generator to stimulate underground formations | |
| RU2471064C2 (en) | Method of thermal impact at bed | |
| RU2429346C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit with use of in-situ combustion | |
| RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
| MX2013012731A (en) | Method and apparatus for the downhole injection of superheated steam. | |
| RU2331764C2 (en) | Method for bottomhole treatment of oil producing wells and device to implement such method | |
| CA2963459A1 (en) | The method of thermal reservoir stimulation | |
| RU2613215C1 (en) | Method for thermal action on formation | |
| RU2741644C1 (en) | Method of development of hard-to-recover hydrocarbon deposits | |
| RU2684262C1 (en) | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones | |
| RU2612385C1 (en) | Method for thermal action on formation | |
| RU2145664C1 (en) | Method of developing fractured oil formation | |
| RU2712904C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit with gas cap | |
| CA2951290C (en) | Hot water injection stimulation method for chops wells | |
| RU2690588C2 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2567583C1 (en) | Method of viscous oil development, device for its implementation and bottomhole gas generator | |
| CA2963439A1 (en) | The method of thermal reservoir stimulation | |
| RU2563892C1 (en) | Method of development of hydrocarbon fluid deposit | |
| RU2752304C1 (en) | Method for borehole production of high-viscosity oil | |
| RU2581071C1 (en) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140322 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20150810 |