RU2602094C1 - Способ термической добычи нефти - Google Patents
Способ термической добычи нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2602094C1 RU2602094C1 RU2015132129/03A RU2015132129A RU2602094C1 RU 2602094 C1 RU2602094 C1 RU 2602094C1 RU 2015132129/03 A RU2015132129/03 A RU 2015132129/03A RU 2015132129 A RU2015132129 A RU 2015132129A RU 2602094 C1 RU2602094 C1 RU 2602094C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- wells
- coal
- injection
- injection well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims abstract description 48
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 28
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 28
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 4
- 238000005422 blasting Methods 0.000 claims description 3
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 claims description 2
- 238000007664 blowing Methods 0.000 claims 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 claims 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 abstract description 18
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000005465 channeling Effects 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 13
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 13
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 10
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 9
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 2
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- IYLGZMTXKJYONK-ACLXAEORSA-N (12s,15r)-15-hydroxy-11,16-dioxo-15,20-dihydrosenecionan-12-yl acetate Chemical compound O1C(=O)[C@](CC)(O)C[C@@H](C)[C@](C)(OC(C)=O)C(=O)OCC2=CCN3[C@H]2[C@H]1CC3 IYLGZMTXKJYONK-ACLXAEORSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- IYLGZMTXKJYONK-UHFFFAOYSA-N ruwenine Natural products O1C(=O)C(CC)(O)CC(C)C(C)(OC(C)=O)C(=O)OCC2=CCN3C2C1CC3 IYLGZMTXKJYONK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/243—Combustion in situ
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/243—Combustion in situ
- E21B43/247—Combustion in situ in association with fracturing processes or crevice forming processes
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Solid Fuels And Fuel-Associated Substances (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти до 90% на любых месторождениях с угольными пластами, в т. ч. на полностью обводненных и выработавших запасы. Способ термической добычи нефти из нефтеносного пласта, расположенного выше или ниже угольного пласта, включает бурение нагнетательной, нефтедобывающих, дутьевых, газоотводящих скважин, создание в угольном пласте очага горения. Причем дутьевые горизонтальные обсаженные скважины бурят в угольном пласте в направлении к нагнетательной скважине. Между ними в угольном пласте в направлении к нагнетательной скважине бурят газоотводящие вертикально-горизонтальные скважины, обсаженные перфорированными трубами. В промежутках между дутьевыми и газоотводящими скважинами бурят в нефтеносном пласте в направлении к нагнетательной скважине нефтедобывающие вертикально-горизонтальные необсаженные или обсаженные перфорированными трубами скважины. Между забоями дутьевых и газоотводящих скважин осуществляют гидроразрыв угольного пласта и огневую сбойку при подаче дутья. Создают в угольном пласте круговой фронт горения угля и синфазный с ним круговой пароводяной фронт вокруг нагнетательной скважины, через сутки начинают нагнетать воду в нагнетательную скважину, после чего запускают нефтедобывающие скважины и начинают отбор нефти. 2 ил.
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при термической добыче нефти.
Известен целый ряд тепловых способов добычи нефти. Один из которых - «Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения» [Патент РФ №2494242, МПК Е21В 43/243], в котором обеспечивается более быстрый рост средней температуры по залежи и более высокое значение добычи вязкой нефти уже на начальном этапе ее разработки.
Способ внутрипластового горения (ВГ) широко применяется при добыче высоковязкой нефти и битумов с обводненностью не более 40%. Свыше этой обводненности высоковязкая нефть и битумы горят плохо. В практике термической добычи обычной (низковязкой) нефти способ ВГ широкого распространения не получил. Хотя нефтеотдача (коэффициент извлечения обычной нефти КИН) в слабо обводненных пластах при ВГ достигает 70%, а потери составляют всего лишь 15% сгораемой нефти.
Наиболее близким прототипом является «Способ термической добычи нефти» [Патент РФ №2057917, МПК Е21В 43/243], предусматривающий наличие угольных пластов, залегающих как выше, так и ниже нефтеносного пласта. При этом вскрытие нефтеносного и угольного пластов осуществляют соответственно горизонтальными и вертикальными скважинами, затем соединяют их между собой, а очаг горения создают в угольном пласте, причем нагнетание в нефтеносный пласт горячего газового агента осуществляют по газоотводящим скважинам без извлечения его на дневную поверхность. Давление в очаге горения, созданном в угольном пласте, поддерживают на уровне не меньше суммарного гидравлического сопротивления скважин и нефтеносного пласта, а извлечение нефтегазовой смеси осуществляют через эксплуатационные скважины в циклическом режиме.
Но [Байбаковым Н.К. и Гарушевым А.Р. «Тепловые методы разработки нефтяных месторождений», М., Недра, 1981, на стр. 68] установлено, что горячим газом конечный коэффициент вытеснения нефти составляет только 46%. Самым эффективным вытесняющим теплоносителем является пар с конечным коэффициентом вытеснения около 90%. Пар на линии насыщения пароводяной смеси с температурой 340-350° при давлении 14-15 МПа становится не только вытеснителем, но и эффективным химическим растворителем нефти, обеспечивая наивысший коэффициент вытеснения 90% [Чекалюк Э.Б., Оганов К.А. «Тепловые методы повышения отдачи нефтяных залежей», Киев, Наукова думка, 1979].
Целью предлагаемого изобретения является устранение указанных недостатков.
Поставленная цель достигается тем, что создающееся тепловое поле в процессе горения угольного пласта используют для контактного нагрева нефтеносного пласта, залегающего через глинистый пласт-перемычку выше или ниже угольного, и создания в нем пароводяного фронта с температурой пара на линии насыщения, для чего бурят дутьевые горизонтальные обсаженные скважины в угольном пласте в направлении к нагнетательной скважине, между ними в угольном пласте в направлении к нагнетательной скважине бурят газоотводящие вертикально-горизонтальные скважины, обсаженные перфорированными трубами, в промежутках между дутьевыми и газоотводящими скважинами бурят в нефтеносном пласте в направлении к нагнетательной скважине нефтедобывающие вертикально-горизонтальные необсаженные или обсаженные перфорированными трубами скважины, между забоями дутьевых и газоотводящих скважин осуществляют гидроразрыв угольного пласта и огневую сбойку при подаче дутья, создают в угольном пласте круговой фронт горения угля и синфазный с ним круговой пароводяной фронт вокруг нагнетательной скважины, через сутки начинают нагнетать воду в нагнетательную скважину, после чего запускают нефтедобывающие скважины и начинают отбор нефти.
На фиг. 1 показано тепловое поле горящего угольного пласта, смежного глинистого пласта и вышележащего нефтеносного пласта (симметричное поле нижележащего нефтеносного пласта с нижним пластом-покрышкой не показано), 1 - глинистая покрышка; 2 - нефтеносный пласт; 3 - глинистый пласт-перемычка (кровля угольного пласта); 4 - угольный пласт; 5 - глинистая почва угольного пласта (глинистая покрышка нижележащего нефтеносного пласта); 6 - огневой фронт горения; 7 - очаг горения; 8 - зола; 9 - обрушенная порода пласта-перемычки; 10 - пароводяной фронт; 11 - вытесняемая нефть; 12 - нагнетаемая вода.
На фиг. 2 показана схема одного из вариантов расположения скважин при термической добыче нефти, 1 - дутьевые горизонтальные скважины; 2 - газоотводящие горизонтальные скважины; 3 - нефтедобывающие горизонтальные скважины; 4 - нагнетательная скважина; 5 - круговой огневой фронт горения угля и синфазный с ним круговой пароводяной фронт. Стрелками показаны направления движения соответственно воздуха, газа и пароводяного фронта.
Тепловое поле (нелинейное) очага горения 7 угольного пласта 4 с максимальной температурой 2000°С, показанное на фиг. 1 изолиниями равных температур, за счет температуропроводности смежного глинистого пласта-перемычки 3 достигает нефтеносного пласта 2 при температуре 425°С в его подошве, а в кровле - до 350°С. Покрышкой 1 нефтеносного пласта 2 и почвой 5 угольного пласта 4 являются глинистые пласты. Образованный пароводяной фронт 10 на изолинии 350°С нагревает нагнетаемую в пласт воду 12 и вытесняет нефть 11 из нефтеносного пласта 2. В очаге горения 7 огневой фронт 6 по мере сгорания угля перемещается, оставляя золу 8, а глинистые породы 9 пласта-перемычки 3 плавно обрушаются, забутовывая выжженное пространство в очаге горения 7. Передний фронт теплового поля более крутой за счет анизотропии температуропроводности (вдоль пластов она выше, чем поперек).
Температура пароводяной смеси 350°С выбрана на примере Арланского (Башкортостан) нефте-угольного месторождения на глубине 1200-1400 м, на которой давление 14 МПа. Именно при этом давлении пар выходит на линию насыщения. Аналогичные условия на нефте-угольных месторождениях Татарстана. На других месторождениях температура пароводяной смеси выбирается в соответствии с глубиной залегания нефте-угольной пары пластов.
Создаваемое сгоранием угля тепловое поле находится через теплопроводность пластов λ, взаимосвязанную с их температуропроводностью α, теплоемкостью Ср и плотностью ρ следующим выражением [7]:
где α - средняя температуропроводность песчано-глинистых пород нефтеносного пласта и пласта-перемычки равна 0,814·10-6 м2/с; Ср - теплоемкость пластов (904 Дж/кг·град); ρ - плотность пород (2400 кг/м3).
В то же время теплопроводность пластов λ определяется через тепловой поток, создаваемый сгоранием угля из выражения:
где Q - теплота сгорания угля, равная 25 МДж для длиннопламенной марки Д (Арланское месторождение); ΔТ - перепад температуры (2000-350=1650°С) в толще пород в интервале Δh (м); S - единичная площадь теплового потока (1 м2); t - время прогрева толщи пород (1 сутки=86400 с).
Подставив выражение (2) в (1), получим:
Из выражения (3) найдем толщину песчано-глинистых пород Δh, прогреваемую в границах теплового поля:
Подставив в (4) численные значения, получим искомую толщину прогреваемых песчано-глинистых пород Δh:
Δn=0,814·10-6·1650·904·2400·1·86400/25·106=10,1 м.
Полученная величина Δh подтверждает возможность контактного нагрева тепловым полем нефтеносного пласта толщиной 5 м через пласт-перемычку 5 м до температуры 350-400°С в течение суток, при которой создается пароводяная смесь на линии насыщения пара, вытесняющая до 90% нефти из нефтеносного пласта.
Для прогрева 1 м нефтеносного пласта необходимо 0,25-2,72 Гкал тепла в зависимости от времени нагрева [Байбаков Н.К. … стр. 154]. Для нагрева 5-метрового пласта в течение суток требуется 0,75·5=3,75 Гкал или 3,75·4,19=15,7 ГДж. При скорости горения угля марки Д 10 т/сут выделится тепла Q=25·10·103=250 ГДж. В окружающие угольный пласт горные породы уйдет 15% тепла. Это так называемые потери подземной газификации угля [Крейнин Е.В., Федоров Н.А., Звягинцев К.Н., Пьянкова Т.М. «Подземная газификация угольных пластов», М., Недра, 1982, стр. 15]. На одну сторону эти потери составят половину - 7,5% и пойдут по прямому назначению - созданию теплового поля в пласте-перемычке и в нефтеносном пласте. Это составит 250·0,075=18,75 ГДж, что превышает величину потребности нефтеносного пласта для нагрева его в течение суток (15,7 ГДж).
Предлагаемый способ предназначен не только для эксплуатируемых месторождений нефти, но и для полностью обводненных, выработавших запасы месторождений с конечным коэффициентом извлечения нефти КИН=0,35-0,45. Способ реализуется следующим образом.
В блоке из семи (фиг. 2) законсервированных или еще действующих эксплуатационных скважин (например, по треугольной сетке) бурятся с боковой зарезкой шесть дутьевых горизонтальных обсаженных скважин 1 в угольном пласте в направлении к одной центральной, которую оставляют в качестве нагнетательной 4. Между ними вновь бурятся в том же направлении еще шесть вертикально-горизонтальных скважин в угольном пласте, обсаженных перфорированными трубами, которые предназначены в качестве газоотводящих 2. В промежутках между дутьевыми и газоотводящими скважинами вновь бурятся в том же направлении двенадцать нефтедобывающих вертикально-горизонтальных необсаженных или обсаженных перфорированными трубами скважин в нефтеносном пласте, которые предназначены в качестве нефтедобывающих 3. Таким образом, подготовлены условия в угольном пласте для кругового фронта горения угля и синфазного с ним кругового пароводяного фронта 5 вокруг нагнетательной скважины.
После подготовки всего блока, либо частично, между забоями дутьевых и газоотводящих скважин осуществляют гидроразрыв угольного пласта и огневую сбойку при подаче дутья. Когда все дутьевые и газоотводящие скважины запущены и образовавшийся вокруг нагнетательной скважины круговой огневой фронт горения через сутки прогреет нефтяной пласт до температуры 350-400°С, начинают нагнетать воду в нагнетательную скважину. После чего запускаются нефтяные эксплуатационные скважины и начинается отбор нефти. Нефть из выработанной залежи будет обводненной, но коэффициент извлечения ее будет достигать 90%. Так как в очаге горения температура достигает 2000°С (при парокислородном дутье), то стальные обсадные трубы на забое дутьевых скважин по мере перемещения очага горения оплавляются. При воздушном дутье температура в очаге горения снижается до 1600°С, трубы также оплавляются, но скорость огневого фронта понижается, время прогрева нефтяного пласта увеличивается и темпы нагнетания воды и отбора нефти соответственно снижаются.
Технический эффект: возможность использования способа на полностью обводненных, выработавших запасы месторождениях с высоким коэффициентом извлечения нефти до 90%.
Claims (1)
- Способ термической добычи нефти из нефтеносного пласта, расположенного выше или ниже угольного пласта, включающий бурение нагнетательной, нефтедобывающих, дутьевых, газоотводящих скважин, создание в угольном пласте очага горения, отличающийся тем, что дутьевые горизонтальные обсаженные скважины бурят в угольном пласте в направлении к нагнетательной скважине, между ними в угольном пласте в направлении к нагнетательной скважине бурят газоотводящие вертикально-горизонтальные скважины, обсаженные перфорированными трубами, в промежутках между дутьевыми и газоотводящими скважинами бурят в нефтеносном пласте в направлении к нагнетательной скважине нефтедобывающие вертикально-горизонтальные необсаженные или обсаженные перфорированными трубами скважины, между забоями дутьевых и газоотводящих скважин осуществляют гидроразрыв угольного пласта и огневую сбойку при подаче дутья, создают в угольном пласте круговой фронт горения угля и синфазный с ним круговой пароводяной фронт вокруг нагнетательной скважины, через сутки начинают нагнетать воду в нагнетательную скважину, после чего запускают нефтедобывающие скважины и начинают отбор нефти.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015132129/03A RU2602094C1 (ru) | 2015-07-31 | 2015-07-31 | Способ термической добычи нефти |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015132129/03A RU2602094C1 (ru) | 2015-07-31 | 2015-07-31 | Способ термической добычи нефти |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2602094C1 true RU2602094C1 (ru) | 2016-11-10 |
Family
ID=57278113
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015132129/03A RU2602094C1 (ru) | 2015-07-31 | 2015-07-31 | Способ термической добычи нефти |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2602094C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107654222A (zh) * | 2017-08-28 | 2018-02-02 | 新疆国利衡清洁能源科技有限公司 | 化石能源开采方法及系统 |
| CN110972485A (zh) * | 2017-03-23 | 2020-04-07 | 北京捷茂迪华能源技术有限公司 | 注高温空气增产煤层气的方法 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2057917C1 (ru) * | 1993-03-11 | 1996-04-10 | Малое научно-производственное предприятие "Институт геотехнологии" | Способ термической добычи нефти |
| EA013607B1 (ru) * | 2000-04-24 | 2010-06-30 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Извлечение углеводородов на месте залегания из керогенсодержащей формации |
| RU2494242C1 (ru) * | 2012-03-23 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения |
-
2015
- 2015-07-31 RU RU2015132129/03A patent/RU2602094C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2057917C1 (ru) * | 1993-03-11 | 1996-04-10 | Малое научно-производственное предприятие "Институт геотехнологии" | Способ термической добычи нефти |
| EA013607B1 (ru) * | 2000-04-24 | 2010-06-30 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Извлечение углеводородов на месте залегания из керогенсодержащей формации |
| RU2494242C1 (ru) * | 2012-03-23 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| БАЙБАКОВ Н. К. и др. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений, Москва, "Недра";, 1988, с. 328. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110972485A (zh) * | 2017-03-23 | 2020-04-07 | 北京捷茂迪华能源技术有限公司 | 注高温空气增产煤层气的方法 |
| CN110972485B (zh) * | 2017-03-23 | 2022-08-12 | 北京捷茂迪华能源技术有限公司 | 注高温空气增产煤层气的方法 |
| CN107654222A (zh) * | 2017-08-28 | 2018-02-02 | 新疆国利衡清洁能源科技有限公司 | 化石能源开采方法及系统 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4640352A (en) | In-situ steam drive oil recovery process | |
| CA1295547C (en) | Overburn process for recovery of heavy bitumens | |
| CA1158155A (en) | Thermal recovery of viscous hydrocarbons using arrays of radially spaced horizontal wells | |
| US20180010434A1 (en) | Stimulation of light tight shale oil formations | |
| RU2306410C1 (ru) | Способ термической разработки месторождений газовых гидратов | |
| CA2815737C (en) | Steam assisted gravity drainage with added oxygen geometry for impaired bitumen reservoirs | |
| RU2539048C2 (ru) | Способ добычи нефти при помощи внутрипластового горения (варианты) | |
| US10208578B2 (en) | Moving injection gravity drainage for heavy oil recovery | |
| WO2001081505A1 (en) | Method for production of hydrocarbons from organic-rich rock | |
| WO2011139434A2 (en) | Conduction convection reflux retorting process | |
| RU2399755C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с использованием термического воздействия на пласт | |
| CA2766844A1 (en) | Heating a hydrocarbon reservoir | |
| CA2871568C (en) | Waste heat recovery from depleted reservoir | |
| RU2602094C1 (ru) | Способ термической добычи нефти | |
| CA2856914C (en) | In situ combustion with a mobile fluid zone | |
| RU2429346C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения | |
| US9284827B2 (en) | Hydrocarbon recovery facilitated by in situ combustion | |
| Turta | In situ combustion | |
| RU2597040C1 (ru) | Способ разработки залежи углеводородных флюидов | |
| RU2433257C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
| Hallam et al. | Pressure-up blowdown combustion: A channeled reservoir recovery process | |
| RU2603795C1 (ru) | Способ разработки залежи углеводородных флюидов (12) | |
| Carcoana | Results and difficulties of the world's largest in-situ Combustion process: Suplacu de Barcau field, Romania | |
| Jinzhong et al. | Combustion front expanding characteristic and risk analysis of THAI process | |
| RU2581071C1 (ru) | Способ разработки залежи углеводородных флюидов |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180801 |