RU2569382C1 - Скважинный газогенератор - Google Patents

Скважинный газогенератор Download PDF

Info

Publication number
RU2569382C1
RU2569382C1 RU2014142480/03A RU2014142480A RU2569382C1 RU 2569382 C1 RU2569382 C1 RU 2569382C1 RU 2014142480/03 A RU2014142480/03 A RU 2014142480/03A RU 2014142480 A RU2014142480 A RU 2014142480A RU 2569382 C1 RU2569382 C1 RU 2569382C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
fuel
mixture
gas
gas generator
Prior art date
Application number
RU2014142480/03A
Other languages
English (en)
Inventor
Николай Борисович Болотин
Original Assignee
Николай Борисович Болотин
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Николай Борисович Болотин filed Critical Николай Борисович Болотин
Priority to RU2014142480/03A priority Critical patent/RU2569382C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2569382C1 publication Critical patent/RU2569382C1/ru

Links

Images

Abstract

Изобретение относится к области добычи трудноизвлекаемой нефти, конкретно - к добыче вязкой нефти, керогеносодержащей нефти из песчаных и глинистых пластов. Скважинный газогенератор содержит корпус, камеру сгорания и сопло. При этом газогенератор содержит со стороны, противоположной соплу, головку конической формы, в которой выполнены две радиальные перегородки, образующие три полости: полость горючего, полость обогатительной смеси и полость камеры сгорания. Техническим результатом является повышение КПД процесса и обеспечение безопасности. 5 ил.

Description

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована при разработке вязкой нефти, парафиносодержащей нефти, битумов, нефти и керогенов из песчаных и глинистых пород нефтекерогеносодержащих месторождений. Также возможна добыча нефти и газа на морских месторождениях и в условиях вечной мерзлоты.
Высоковязкая и тяжелая нефть входят в категорию трудноизвлекаемых запасов, на долю которых сегодня приходится около 36% от общих объемов добычи нефти в Российской Федерации, а по прогнозам экспертов к 2020 году этот показатель вырастет до 77% от всей добычи. Для добычи одной тонны высоковязкой или тяжелой нефти необходимо ввести в разработку от двух до пяти раз больше трудноизвлекаемых запасов и пробурить в два-пять раз больше скважин по сравнению с залежами активных запасов. Коэффициент извлечения высоковязкой и тяжелой нефти, как правило, в 2-3 раза ниже коэффициента извлечения нефти, относящейся к активным запасам.
Высоковязкая и тяжелая нефть входят в категорию трудноизвлекаемых запасов, на долю которых сегодня приходится около 36% от общих объемов добычи нефти в Российской Федерации, а по прогнозам экспертов к 2020 году этот показатель вырастет до 77% от всей добычи. Для добычи одной тонны высоковязкой или тяжелой нефти необходимо ввести в разработку от двух до пяти раз больше трудноизвлекаемых запасов и пробурить в два-пять раз больше скважин по сравнению с залежами активных запасов. Коэффициент извлечения высоковязкой и тяжелой нефти, как правило, в 2-3 раза ниже коэффициента извлечения нефти, относящейся к активным запасам.
Другим, не менее значимым вызовом для российской нефтедобывающей индустрии является организация промышленной добычи нефти из Баженовской свиты. Баженовская свита представлена нефтематеринской породой, в которой еще не завершены процессы преобразования керогена в углеводороды. Высоконефтенасыщенные глинистые отложения Баженовской свиты имеют практически повсеместное распространение в пределах Западно-Сибирской низменности на площади более 1 млн квадратных километров. Суммарные геологические запасы нефти в них оцениваются в размере от 0,8 до 2,1 триллионов тонн, а потенциал прироста извлекаемых запасов нефти оценивается в размере не менее 30-40 млрд тонн. Глубина залегания породы Баженовской свиты - 2500-3000 метров. Толщина пласта - 10-40 метров. Температура пласта - 80-130 градуса по Цельсию. В связи с тем, что порода Баженовской свиты имеет сложные емкостные и фильтрационные свойства, коэффициент извлечения нефти из пласта Баженовской свиты при его разработке традиционными способами не превышает 3-5 процентов.
Наиболее распространенными способами повышения добычи высоковязкой и тяжелой нефти являются термические паро- и парогазовые технологии.
При термической обработке нефтесодержащего пласта паром происходит снижение вязкости нефти под воздействием тепла, термическое расширение нефти, актуализация газонапорного режима, рост подвижностей и фазовых проницаемостей нефти и воды, а также внутрипластовая дистилляция остаточной нефти паром.
По сравнению с простой термической паровой технологией, термическая парогазовая технология представляется более эффективной, так как присутствие в парогазовой смеси, в основном, топочных газов и, в частности, углекислого газа оказывает положительное влияние на коэффициент вытеснения нефти, увеличивает проницаемость коллектора, предупреждает разбухание глин, дополнительно снижает вязкость нефти, а также понижает водонефтяной и паронефтяной факторы.
Применение термической парогазовой технологии предполагает использование наземных комплексов генерирования парогазовой смеси или забойных генераторов парогазовой смеси.
Известна наземная мобильная парогазогенерирующая установка УМПГ-10/16 «Дракон», разработанная «НК Роснефть-НТЦ» в партнерстве с сотрудниками ГТУ «Военмех». Известное устройство позволяет генерировать от 1,25 до 10 тонн парогазовой смеси в час. При этом возможно регулирование температуры от 150°C до 350°C. Закачиваемый в пласт рабочий агент состоит из воды (50%), азота (38%) и углекислого газа (12%).
Недостатками известной наземной мобильной парогазогенерирующей установки УМПГ-10/16 «Дракон» являются:
- значительные тепловые потери (до 30%) при передаче тепла с дневной поверхности скважины на забой при термической парогазовой обработке нефтесодержащих пластов, залегающих на глубине до 1500 метров. Более 85 процентов запасов высоковязких и тяжелых нефтей России залегают именно на глубинах от 1000 до 1500 метров;
- относительно низкая максимальная температура парогазовой смеси (до 350°C);
- невозможность использования для извлечения нефти из Баженовской свиты. Две основные причины:
1. Баженовская свита залегает на глубинах от 2500 до 3000 метров и поэтому нагнетание парогазовой смеси с поверхности на такие глубины в связи с большими тепловыми потерями представляется экономически нецелесообразной.
2. Для эффективного извлечения легкой нефти, содержащейся в породе Баженовской свиты, температура теплового воздействия должна быть не менее 300°C-350°C, а для извлечения углеводородов из керогена материнской матрицы Баженовской свиты уже необходима температура выше 400°C, так как именно при температурах свыше 400°C инициируются процессы внутрискважинного термического крекинга и пиролиза.
Известен разработанный ОАО «РИТЭК» забойный парогазогенератор, генерирующий парогазовую смесь непосредственно на забое и содержащий каналы для ввода воздуха, топливной смеси и воды, топливную форсунку, запальный узел и камеру сгорания с выходным соплом, при этом парогазогенератор дополнительно снабжен форкамерой и камерой испарения, на внутренней поверхности которой выполнены сужающие устройства с секторами сброса воды, а камера сгорания выполнена в виде двух коаксиально расположенных оболочек с возможностью перемещения относительно друг друга и образования рубашки охлаждения, а на наружной поверхности внутренней оболочки камеры сгорания выполнен многозаходный шнек (патент РФ №2316648, МПК Е21В 43/24, публикация 2008 г.).
Известный парогазогенератор способен генерировать от 1 до 4 тонн парогазовой смеси в час. Максимальная температура генерируемой известным устройством парогазовой смеси (рабочий агент) - 350°С. Максимально развиваемое известным устройством давление на забое - не более 20 МПа. Известное устройство использует монотопливо, являющееся раствором аммиачной селитры с добавлением водородосодержащих компонентов. Для сжигания монотоплива используется процесс термолиза - сжигание монотоплива при высокой температуре без участия катализатора. Для инициации процесса термолиза в камере сгорания известного устройства требуется обязательный предварительный прогрев монотоплива в течение 5-6 минут до температуры 350°C в форкамере известного устройства.
Недостатками известного забойного парогазогенератора, разработанного ОАО «РИТЭК», являются:
- относительно низкая температура генерируемой парогазовой смеси, достаточная для того, чтобы известное устройство могло бы использоваться для увеличения добычи высоковязкой и тяжелой нефти, но недостаточная для поддержания эффективного протекания процессов внутрипластового термического крекинга и внутрипластового пиролиза для извлечения нефти из керогеносодержащих пород, например, Баженовской свиты;
- относительно низкое давление парогазовой смеси, генерируемой известным устройством, достаточное для того, чтобы известное устройство могло бы использоваться для увеличения добычи высоковязкой или тяжелой нефти, залегающей, в основном, на глубинах от 1000 до 1500 метров, но недостаточное для извлечения нефти из керогеносодержащих пород Баженовской свиты, пласты которой характеризуются аномально высоким пластовым давлением до 40-45 МПа;
- относительно невысокая производительность известного устройства по сравнению с наземными парогазогенерирующими установками и проблематичность увеличения производительности известного устройства в силу невозможности увеличения габаритных размеров самого известного устройства на забое, объема камеры сжигания известного устройства и того, что сжигание топливной смеси в камере сжигания известного устройства происходит с образованием открытого пламени. Производительность известного устройства детерминирована, главным образом, объемом камеры сжигания известного устройства и количеством подаваемой топливной смеси в минуту в камеру сжигания известного устройства. В случае увеличения количества подаваемой топливной смеси в минуту в камеру сжигания известного устройства стабильность процесса факельного сжигания топливной смеси понизится вплоть до прекращения процесса факельного сжигания топлива;
- использование известным устройством только специального монотоплива (жидкая топливная смесь) и невозможность использования других жидких топливных смесей или газообразных топливных смесей на основе метана;
- необходимость обязательного предварительного нагрева монотоплива до температуры 350°C перед его подачей в камеру сгорания известного устройства;
невозможность обогащения парогазовой смеси, генерируемой известным устройством, дополнительными компонентами, например, азотом, углекислым газом, водородом и другими газами, - генерирование известным устройством парогазовой смеси с неизменным содержанием в парогазовой смеси только воды и топочных газов, образующихся в результате сжигания монотоплива;
- в составе парогазовой смеси, генерируемой известным устройством, присутствует сажа, которая образуется при факельном сжигании монотоплива и присутствие которой является нежелательным при парогазовой обработке нефтесодержащих и керогеносодержащих пластов.
Известны каталитические теплогенераторы (патенты РФ №№2124674, 2232942, 2380612), использующие для генерации тепла принцип каталитического беспламенного окисления жидких и газообразных топлив или топливных смесей, относящиеся к теплоэнергетике, и которые могут быть использованы в промышленности, сельском хозяйстве, жилищно-комунальном хозяйстве, на транспорте и других областях для автономного водяного отопления воздушного обогрева, а также горячего водоснабжения жилых и производственных помещений, зданий и сооружений.
Несмотря на все свои преимущества как специфических устройств, относящихся к теплоэнергетике и предназначенных для генерации тепла, известные каталитические теплогенераторы не могут быть непосредственно использованы для генерации парогазовой или парогазокаталитической смеси на забое скважины по следующим основным причинам:
- габаритные размеры и конструктивные особенности известных устройств не позволяют использовать их на забое скважины;
- конструкции каталитических реакторов известных устройств не предназначены для генерирования парогазовой смеси непосредственно в каталитических реакторах устройств и при непосредственном контакте катализатора с топливной смесью. Съем генерируемого в результате реакции каталитического окисления топлива тепла в известных устройствах происходит за счет использования разного рода теплообменных поверхностей или теплообменников, помещенных в каталитические реакторы известных устройств;
- конструкции известных устройств не предусматривают возможность дополнительного обогащения продуктов каталитического беспламенного сжигания топлива или топливных смесей водой, газами и наноразмерными частицами катализатора;
- конструкции каталитических реакторов известных устройств и типы катализаторов, используемых в каталитических реакторах известных устройств, предполагают минимизацию выбросов углекислого газа и окислов азота, в то время как процесс каталитического беспламенного сжигания жидких или газообразных топливных смесей в заявляемом забойном каталитическом генераторе парогазокаталитической смеси предполагает, напротив, их максимизацию в составе продуктов каталитического сжигания.
Известен также способ термохимического воздействия на пористую среду, в соответствии с которым в продуктивный пласт вместе с водой закачиваются частицы металла, через которые в свою очередь прокачивается реагент - щелочь или кислота. В результате химической экзотермической реакции происходит прогрев продуктивного пласта, для регулирования температуры которого в последующем в продуктивный пласт закачиваются потокорегулирующие реагенты (патент РФ №2399752, Е21В 43/24, публикация 2010 г.).
Недостатками известного способа является следующее:
- способ предполагает закачку в продуктивные пласты большого объема воды, что, несомненно, ведет к чрезмерному обводнению продуктивного пласта;
- способ для генерирования внутрипластовых экзотермических химических реакций предполагает использование щелочей и кислот, что усложняет и удорожает процесс термической обработки продуктивного пласта;
- способ не может быть использован для извлечения нефти из керогена, так как рабочая температура известного метода (200 градусов по Цельсию) является для этого недостаточно высокой;
- способ также имеет весьма сложный алгоритм термической обработки продуктивного пласта, заключающийся в последовательной реализации трех отдельных операций: (а) закачка воды с частицами металла, (б) прокачка реагента и (в) закачка потокорегулирующих реагентов;
- способ предполагает закачку в продуктивный пласт большого количества холодной воды и холодных потокорегулирующих реагентов, понижающих температуру продуктивного пласта, что снижает эффективность термохимического воздействия на пористую среду.
Аналогом заявляемого изобретения является способ обработки пласта, включающий спуск в скважину нагревателя, подачу газовоздушной смеси, подачу в пласт тепла сжигаемых газов, при этом в скважину спускают в качестве нагревателя каталитическую печь, осуществляют нагрев катализатора до температуры каталитического горения смеси, подачу газовоздушной смеси с содержанием метана от 2,35-4,89 и от 16-64,5 объемных процента (заявка РФ на изобретение №2004121821, E21B 43/24, публикация 2006 г.).
К недостаткам известного способа относится:
- продуктом каталитического сжигания в каталитической печи газовоздушной смеси является высокотемпературная газовоздушная смесь, которая содержит незначительное количество топочных газов. Из современного уровня техники известно, что топочные газы (углекислый газ и окислы азота) благоприятствуют повышению нефтеотдачи нефтесодержащих и/или керогеносодержащих пластов. При попадании в пласт большого количества углекислого газа и окислов азота растет коэффициент вытеснения нефти, увеличивается проницаемость коллектора, снижается вязкость нефти, понижаются водонефтяной и паронефтяной факторы, при этом присутствие указанных выше газов и их окислов в нефтесодержащих и/или керогеносодержащих пластах препятствует разбуханию глин, что особенно важно для коллекторов с высоким процентным содержанием глины, например коллекторов Баженовской свиты. Поэтому незначительное содержание топочных газов в продукте каталитического сжигания известного устройства не может привести к существенному увеличению нефтеотдачи нефтесодержащих и/или керогеносодержащих пластов и это является первым недостатком известного устройства;
Приемлемыми температурами воздействия на горную породу (например, песчаник) околоскважинного пространства являются температуры от 400 до 800 градусов по Цельсию, при которых активно развивается процесс шелушения горной породы и растет макро- и микротрещиноватость коллектора. Для получения таких температур в зоне нефтесодержащего или керогеносодержащего пласта известное устройство должно быть расположено в скважине выше и на расстоянии, как минимум, 800-1000 метров от нефтесодержащего или керогеносодержащего пласта. В этом случае вследствие тепловых потерь температура в зоне нефтесодержащего и/или керогеносодержащего пласта понизится до 700-800 градусов по Цельсию.
Известны способ и устройство для разработки труднодоступной нефти и скважинный газогенератор по патенту РФ на изобретение №2447276, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.04.2012 г., прототип.
Этот способ включает образование рабочего агента и подачу его под давлением в нефтесодержащие пласты через нагнетательную скважину, при этом в качестве рабочего агента используют парогазокаталитическую смесь, образованную при сжигании в каталитическом реакторе жидкой или газообразной углеродсодержащей топливной смеси за счет экзотермической реакции каталитического беспламенного окисления жидких или газообразных углеродсодержащих топливных смесей, и последующем смешении полученного продукта с обогатительной смесью, содержащей катализатор для обеспечения внутрипластового термопарогазокаталитического воздействия на продуктивный пласт, отличается тем, что в качестве катализатора применен перманганат калия, растворенный в воде. Жидкая топливная смесь состоит предпочтительно из воды, метанола и перекиси водорода, при этом в качестве обогатительной смеси для получения рабочего агента используют газообразную смесь, включающую углекислый газ и азот.
Это устройство выполнено в виде баков горючего и обогатительной смеси, соединенных при помощи колтюбингов со скважинным газогенератором, установленным в обсадной колонне нагнетательной скважины и содержащим корпус, каналы топлива и обогатительной смеси, камеру сгорания и выходное сопло, отличается тем, что сопло выполнено сужающимся. Жидкая топливная смесь состоит предпочтительно из воды, метанола и
перекиси водорода, при этом в качестве обогатительной смеси для получения рабочего агента использована газообразная смесь, включающая углекислый газ и азот.
Скважинный газогенератор содержит камеру сгорания и сопло,
Недостатки: высокая стоимость оборудования, в котором в качестве катализатора используются благородные металлы: золото и платина. Кроме того, катализатор, размещенный в скважинном газогенераторе, в процессе работы покрывается слоем углерода из-за неполного сжигания топлива. Применение наночастиц только ухудшает ситуацию, так как между ними более интенсивно осаждается углерод. Все это снижает эффективность ретортинга нефтеносного пласта.
Задачи создания изобретения, совпадающие с техническим результатом: повышение КПД процесса и уменьшение стоимости оборудования за счет катализатора.
Решение указанных задач достигнуто в скважинном газогенераторе, содержащем камеру сгорания и сопло, тем, что он содержит со стороны, противоположной соплу, головку конической формы, в которой выполнены две радиальные перегородки, образующие три полости: полость горючего, полость обогатительной смеси и полость камеры сгорания
Сущность изобретения поясняется на чертежах (фиг. 1…5), где:
- на фиг. 1 приведена схема устройства,
- на фиг. 2 приведена схема устройства с подогревом горючего,
- на фиг. 3 приведена схема устройства с подогревом обогатительной смеси,
- на фиг. 4 приведена схема устройства с подогревом горючего и обогатительной смеси,
- на фиг. 5 приведена конструкция скважинного газогенератора.
Устройство для разработки трудноизвлекаемой нефти содержит нагнетательную скважину 1, в которой установлена обсадная колонна 2, имеющая вертикальный и горизонтальный участки 3 и 4, соответственно. На всем горизонтальном участке 4 выполнена перфорация 5. В горизонтальном участке 4 обсадной колонны 2 установлен забойный газогенератор 6. В верхней части обсадной колонны 2 в устье, т.е. выше поверхности 7 породы 8, выполнен коллектор 9. Горизонтальный участок 5 выполнен в пределах нефтеносного пласта 10.
Устройство имеет следующее оборудование, установленное на поверхности 7 (фиг. 1): бак горючего 11, трубопровод горючего 12, клапан 13, насос горючего 14, колтюбинг горючего 15 и гибкий трубопровод горючего 16.
Кроме того, на поверхности 7 (фиг. 1) установлены бак обогатительной смеси 17, трубопровод обогатительной смеси 18, клапан 19, насос обогатительной смеси 20, колтюбинг горючего 21 и гибкий трубопровод обогатительной смеси 22. Обогатительная смесь содержит перекись водорода от 5% до 80% и воду. Возможна добавка и других наполнителей: окиси углерода, азота и т.д.
Гибкие трубопроводы горючего 16 и обогатительной смеси 22 соединены со скважинным газогенератором 6 и размещены в полости 23 обсадной колонны 2.
В баке горючего 11 установлено перемешивающее устройство 24 с приводом 25 для перемешивания катализатора (пермангагата калия) в горючем до молекулярного уровня.
Скважинный газогенератор 6 предназначен для проведения реакции перекиси водорода на катализаторе и сжигании горючего в образовавшемся продукте. Возможна схема с подогревом горючего в подогревателе 26 (фиг. 2). Возможна схема с подогревом обогатительной смеси в подогревателе 27 (фиг. 3). Возможна схема с подогревателями горючего 26 и окислителя 27 (фиг. 4).
Нефть добывают из добывающей скважины 28 при помощи эксплуатационной колонны 29, на устье которой находится коллектор 30, к которому присоединен вход насоса 31. Выход из насоса 31 соединен с нефтепроводом 32.
На фиг. 5 приведена конструкция скважинного газогенератора 6. Скважинный газогенератор 6 содержит корпус 33 в виде трубы, внутри которой с зазором 34 установлены камера сгорания 35 и сопло 36. Сопло 36 выполнено коническим и сужающимся.
Кроме того, скважинный газогенератор 6 содержит со стороны, противоположной соплу 36, навинченную по резьбе 37 муфту 38. В муфту 38 по резьбе 39 установлена головка 40 конической формы. Головка 40 уплотнена уплотнением 41. Между головкой 40 и камерой сгорания 35 установлены две герметичные радиальные перегородки 42 и 43, образующие три полости: внутреннюю полость 44 камеры сгорания 35, среднюю полость 45 и верхнюю полость 46. В верхнюю полость 46 введен гибкий трубопровод обогатительной смеси 22, а в среднюю 45 - гибкий трубопровод горючего 16. В головке 40 установлены форсунки горючего 47 и форсунки обогатительной смеси 48.
РАБОТА УСТРОЙСТВА
При работе в бак горючего 17 добавляют катализатор (перманганат калия) и перемешивают его при помощи перемешивающего устройства 24 с горючим.
После этого открывают клапаны 13 и 19 и горючее и обогатительная смесь подаются по гибким трубопроводам 16 и 22 в камеру сгорания 35 скважинного газогенератора 6 (фиг. 1).
При контакте с катализатором обогатительная смесь, содержащая перекись водорода, разлагается с выделением тепла. Горючее воспламеняется в этой смеси, содержащей избыток водорода, и дополнительно выделяется тепловая энергия. Вода и другие компоненты обогатительной смеси уменьшают температуру процесса до предельно допустимой: 500…800°C.
Происходит подогрев грунта в нефтеносном пласту 10, подогрев вязкой нефти и испарение легких фракций нефти.
Нефть добывают из добывающей скважины 28 эксплуатационной колонны 29 при помощи насоса 31. Нефть после очистки и сепарации передается в нефтепровод 32 и далее к потребителю.
В случае применения подогревателей 26 и 27 (фиг. 2…4) подводится значительное количество тепла к горючему и/или к обогатительной смеси. Это позволит уменьшить расход горючего к скважинному газогенератору 6.
Применение группы изобретений позволило:
1. Увеличить полноту сгорания топлива в скважинном газогенераторе практически до 100%, полностью исключив попадание окислителя (кислорода) в нефтеносный пласт, и исключить взрывы из-за накопления кислорода и его вступления в реакцию с углеводородами.
2. Подвести максимально возможное количество энергии в нагревательную скважину, при этом потратив на эту энергию минимум экономических затрат.
3. Повысить эффективность катализатора за счет его постоянного ввода в молекулярном состоянии в зону горения.
4. На участке разработки с использованием предлагаемого метода достигается нефтеотдача 65%. Таким образом, оптимально значение соотношения компонентов топлива и водотопливное соотношение позволило получить большую нефтеотдачу по сравнению с прототипом. Способ позволяет добывать трудноизвлекаемые нефтепродукты: битумы, сланцевую нефть и керогеносодержащие нефти за счет подогрева нефтеносного пласта до относительно высоких температур.
5. Уменьшить время прогрева нефтеносного пласта до 250°C в 15…20 раз по сравнению с прототипом.
6. Использовать для скважинного газогенератора несамовоспламеняющиеся компоненты топлива за счет применение унитарного топлива - перекиси водорода.
7. Отказаться от геофизического кабеля для управления моментом воспламенения в камере сгорания скважинного газогенератора.

Claims (1)

  1. Скважинный газогенератор, содержащий корпус, камеру сгорания и сопло, отличающийся тем, что он содержит со стороны, противоположной соплу, головку конической формы, в которой выполнены две радиальные перегородки, образующие три полости: полость горючего, полость обогатительной смеси и полость камеры сгорания.
RU2014142480/03A 2014-10-21 2014-10-21 Скважинный газогенератор RU2569382C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014142480/03A RU2569382C1 (ru) 2014-10-21 2014-10-21 Скважинный газогенератор

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014142480/03A RU2569382C1 (ru) 2014-10-21 2014-10-21 Скважинный газогенератор

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2569382C1 true RU2569382C1 (ru) 2015-11-27

Family

ID=54753451

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014142480/03A RU2569382C1 (ru) 2014-10-21 2014-10-21 Скважинный газогенератор

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2569382C1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2588267C1 (ru) * 2015-04-22 2016-06-27 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова Казанского научного центра Российской академии наук Устройство физико-химической обработки скважины
CN115142825A (zh) * 2021-03-30 2022-10-04 中国石油化工股份有限公司 一种井下加热器及井下开采设备

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1008401A1 (ru) * 1981-12-05 1983-03-30 Научно-исследовательский институт по проблемам Курской магнитной аномалии им.Л.Д.Шевякова Термобур дл расширени скважин
RU2183285C2 (ru) * 1999-11-25 2002-06-10 Адамович Борис Андреевич Гидрореактивный двигатель-ускоритель
WO2003036040A2 (en) * 2001-10-24 2003-05-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation using a natural distributed combustor
RU2221283C2 (ru) * 2002-01-10 2004-01-10 Артамонов Александр Сергеевич Акустический генератор низкой частоты
RU2232349C1 (ru) * 2002-12-23 2004-07-10 Государственное унитарное предприятие Тушинское машиностроительное конструкторское бюро "Союз" - дочернее предприятие Федерального государственного унитарного предприятия "Российская самолето-строительная корпорация "МиГ" Каталитический воспламенитель
RU2264554C2 (ru) * 2003-07-14 2005-11-20 Тульский государственный университет Способ работы прямоточного воздушно-реактивного двигателя и устройство для его реализации
RU2447276C1 (ru) * 2010-10-21 2012-04-10 Николай Николаевич Клинков Способ термического воздействия на нефтесодержащие и/или керогеносодержащие пласты с высоковязкой и тяжелой нефтью и устройство для его осуществления

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1008401A1 (ru) * 1981-12-05 1983-03-30 Научно-исследовательский институт по проблемам Курской магнитной аномалии им.Л.Д.Шевякова Термобур дл расширени скважин
RU2183285C2 (ru) * 1999-11-25 2002-06-10 Адамович Борис Андреевич Гидрореактивный двигатель-ускоритель
WO2003036040A2 (en) * 2001-10-24 2003-05-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation using a natural distributed combustor
RU2221283C2 (ru) * 2002-01-10 2004-01-10 Артамонов Александр Сергеевич Акустический генератор низкой частоты
RU2232349C1 (ru) * 2002-12-23 2004-07-10 Государственное унитарное предприятие Тушинское машиностроительное конструкторское бюро "Союз" - дочернее предприятие Федерального государственного унитарного предприятия "Российская самолето-строительная корпорация "МиГ" Каталитический воспламенитель
RU2264554C2 (ru) * 2003-07-14 2005-11-20 Тульский государственный университет Способ работы прямоточного воздушно-реактивного двигателя и устройство для его реализации
RU2447276C1 (ru) * 2010-10-21 2012-04-10 Николай Николаевич Клинков Способ термического воздействия на нефтесодержащие и/или керогеносодержащие пласты с высоковязкой и тяжелой нефтью и устройство для его осуществления

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2588267C1 (ru) * 2015-04-22 2016-06-27 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова Казанского научного центра Российской академии наук Устройство физико-химической обработки скважины
CN115142825A (zh) * 2021-03-30 2022-10-04 中国石油化工股份有限公司 一种井下加热器及井下开采设备

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2447276C1 (ru) Способ термического воздействия на нефтесодержащие и/или керогеносодержащие пласты с высоковязкой и тяжелой нефтью и устройство для его осуществления
AU2010359821B2 (en) Apparatus for thermally treating an oil reservoir
CA2975611C (en) Stimulation of light tight shale oil formations
US6016867A (en) Upgrading and recovery of heavy crude oils and natural bitumens by in situ hydrovisbreaking
US4099566A (en) Vicous oil recovery method
RU2306410C1 (ru) Способ термической разработки месторождений газовых гидратов
RU2263774C2 (ru) Способ получения углеводородов из богатой органическими соединениями породы
RU2475637C2 (ru) Способ диспергирования нанокатализаторов в нефтеносные пласты (варианты)
RU2671880C1 (ru) Способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления
US10760394B2 (en) System and method of producing oil
RU2576267C1 (ru) Способ комбинированного воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, и устройство для осуществления способа
RU2060378C1 (ru) Способ разработки нефтяного пласта
US7665525B2 (en) Reducing the energy requirements for the production of heavy oil
CN102046918A (zh) 产生用于处理含烃地层的地下热的方法
RU2694328C1 (ru) Способ интенсификации добычи газообразных углеводородов из неконвенциональных низкопроницаемых газоносных пластов сланцевых плеев/формаций и технологический комплекс для его осуществления
RU2429346C1 (ru) Способ разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения
CN105840162B (zh) 地下燃烧对流加热方法
RU2569375C1 (ru) Способ и устройство для подогрева продуктивного нефтесодержащего пласта
CN104265257B (zh) 压裂支撑剂充填辅助催化点火的火烧油层吞吐采油方法
RU2569382C1 (ru) Скважинный газогенератор
CN114876429B (zh) 利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法
RU2433255C1 (ru) Способ разработки месторождения газовых гидратов
RU159925U1 (ru) Устройство для подогрева продуктивного нефтесодержащего пласта
CN110259424B (zh) 一种原位开采油页岩的方法和装置
Shallcross Devices and methods for in-situ combustion ignition