RU2616022C1 - Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти - Google Patents
Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2616022C1 RU2616022C1 RU2016111023A RU2016111023A RU2616022C1 RU 2616022 C1 RU2616022 C1 RU 2616022C1 RU 2016111023 A RU2016111023 A RU 2016111023A RU 2016111023 A RU2016111023 A RU 2016111023A RU 2616022 C1 RU2616022 C1 RU 2616022C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- air
- wells
- mine
- mode
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 45
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 claims abstract description 27
- 230000003245 working effect Effects 0.000 claims abstract description 22
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000004907 flux Effects 0.000 claims description 7
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 6
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21C—MINING OR QUARRYING
- E21C41/00—Methods of underground or surface mining; Layouts therefor
- E21C41/16—Methods of underground mining; Layouts therefor
- E21C41/24—Methods of underground mining; Layouts therefor for oil-bearing deposits
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Heat-Exchange Devices With Radiators And Conduit Assemblies (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение энергоэффективности способа разработки. Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти включает закачку теплоносителя в нагнетательные скважины уклонного блока нефтешахты и последующий отбор нефти. Технологический режим отбора нефти через добычные скважины осуществляют циклически, чередуя его с режимом накопления нефти в скважинах и регулируя подачу воздуха для проветривания горных выработок для каждого из режимов. При этом расход воздуха определяют в зависимости от теплового фактора, сформированного из постоянных и переменных тепловых потоков, по формуле
,
где Qв - расход воздуха вентилятора главного проветривания, м3/с; ρв - плотность воздуха в горных выработках; Gв - масса воздуха, проходящего через горные выработки, 
определяемая по формуле 
где св - удельная теплоемкость воздуха, 
; ΔТг.р. - разница температур граничных условий, °С; Qт.п. - мощность теплового потока, кВт. Регулирование подачи воздуха осуществляют с помощью главной вентиляторной установки в ручном и автоматическом режимах, при этом в режиме накопления нефти при закрытых задвижках добычных скважин сокращают подачу воздуха в горные выработки, а в режиме отбора нефти при открытых задвижках добычных скважин осуществляют полную подачу расчетного количества воздуха. 1 табл., 5 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности для нефтяных шахт и может найти применение при шахтной разработке месторождения нефти, обладающей аномально высокой вязкостью.
Известен термошахтный способ разработки трещиноватой залежи нефти высоковязкой нефти, включающий проходку буровой галереи в нижней части или ниже нефтяного пласта, закачку теплоносителя и отбор нефти через подземные пологонаклонные, крутонаклонные и вертикальные скважины, закачку вытесняющего агента после прогрева пласта до оптимальной температуры (RU 2535326, опубл. 10.10.2014 г.).
Недостатком известного способа является отсутствие регулирования режимов работы вентиляции при изменении технологических режимов работы.
Известен способ шахтной разработки высоковязкой нефти, заключающийся в реализации подземно-поверхностной системы закачки пара в поверхностные нагнетательные скважины и отборе нефти через подземные скважины. Датчиками контроля температуры оборудуются устья подземных скважин. В качестве датчиков используют оптические датчики, регистрирующие температуру добываемой жидкости. Информацию от датчиков передают по оптическому кабелю в компьютер, в котором производят обработку полученной информации. Из компьютера управляющие команды поступают на управляющие устройства поверхностных нагнетательных скважин, которые производят подачу или прерывание подачи пара в соответствующие нагнетательные скважины для обеспечения равномерности прогрева нефтяного пласта и интенсификации добычи нефти (RU 2267604, 10.01.2006 г.).
Недостатком известного способа является отсутствие взаимосвязи между системой автоматизации добычи нефти и системой проветривания нефтешахты.
Известен термошахтный способ разработки высоковязкой нефти, включающий закачку пара в нефтяной пласт и отбор нефти через добывающие скважины. Отработку нижнего слоя нефтяного пласта ведут несколькими горизонтальными скважинами, пробуренными из буровой галереи нефтяного пласта, закачку пара в нижний слой пласта осуществляют через подземную систему пароснабжения. При этом отработку горизонтальных скважин ведут в пароциклическом режиме, а подключение подземной системы пароснабжения последующих горизонтальных скважин осуществляют после отработки предыдущих и перевода части горизонтальных скважин (RU 2552569, опубл. 10.06.2015 г.).
Недостатком известного способа является отсутствие регулирования режимов работы вентиляционной системы при различных технологических процессах, а следовательно, низкая энергоэффективность способа.
Наиболее близким способом к заявленному изобретению является подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти, согласно которому в продуктивном пласте или ниже его проходят горную выработку. Из горной выработки бурят пологовосстающие парораспределительные и добывающие скважины. С поверхности бурят вертикальные нагнетательные скважины. В них закачивают теплоноситель. В качестве теплоносителя используют пар. Пар распределяют по пласту через пологовосстающие парораспределительные скважины. Их бурят из горной выработки параллельно добывающим скважинам. Забои парораспределительных скважин ориентированы в кровлю нефтяного пласта. Они пересекают нагнетательные скважины или проходят в зоне их влияния. Дополнительные добывающие скважины ориентированы ниже забоя вертикальных нагнетательных скважин. Каждую парораспределительную скважину и дополнительную добывающую скважину бурят из одного места горной выработки в виде радиальных лучей, расположенных в одной вертикальной плоскости (RU 2199657, опубл. 27.02.2003 г.).
Недостатком известного способа является невозможность регулирования подачи воздуха при проветривании в случае изменения режимов работы пароподающих, парораспределительных и добычных скважин, что приводит к высокому энергопотреблению способа.
Кроме того, известный способ не обеспечивает микроклиматические параметры в рабочих зонах нефтешахты, т.к. к концу ведения работ тепловой фронт температурой порядка 70°C будет вблизи горных выработок, что усложняет проветривание и отрицательно влияет на безопасность работ.
Технический результат заключается в повышении энергоэффективности термошахтного способа разработки высоковязкой нефти.
Способ позволяет регулировать режимы работы главной вентиляторной установки (ГВУ), экономя электроэнергию, а также создать резерв по вентиляции и повысить показатели промышленной безопасности.
Указанный технический результат достигается тем, что при осуществлении термошахтного способа разработки высоковязкой нефти, включающего закачку теплоносителя в нагнетательные скважины уклонного блока нефтешахты и последующий отбор нефти, согласно изобретению, технологический режим отбора нефти через добычные скважины осуществляют циклически, чередуя его с режимом накопления нефти в скважинах и регулируя подачу воздуха для проветривания горных выработок для каждого из режимов.
При этом расход воздуха определяют в зависимости от теплового фактора, сформированного из постоянных и переменных тепловых потоков, по формуле
где Qв - расход воздуха вентилятора главного проветривания, м3/с;
ρв - плотность воздуха в горных выработках;.
Gв - масса воздуха, проходящего через горные выработки, 
определяемая по формуле: 
где
св - удельная теплоемкость воздуха, 
;
ΔТг.р. - разница температур граничных условий, °С;
Qт.п. - мощность теплового потока, кВт,
регулирование подачи воздуха осуществляют с помощью главной вентиляторной установки в ручном и автоматическом режимах.
При этом в режиме накопления нефти при закрытых задвижках добычных скважин сокращают подачу воздуха в горные выработки, а в режиме отбора нефти при открытых задвижках добычных скважин осуществляют полную подачу расчетного количества воздуха.
Существенная экономия электроэнергии, затраченной главной вентиляционной установкой системы вентиляции, достигается тем, что расчет требуемого количества воздуха проветривания для каждого из технологических режимов позволяет снизить расход электроэнергии при снижении температуры по исходящей струе нагретого воздуха.
Расчет осуществляют, исходя из теплового фактора, сформированного из постоянных Qпост. и переменных Qперемен. тепловых потоков (Qт.п.=Qпост.+Qперемен.), определяемых расчетным путем в зависимости от показаний датчиков, создавая необходимые микроклиматические условия в горных выработках.
При накоплении нефти в скважинах тепловой поток в горные выработки уменьшается, что приводит к снижению требуемого количества воздуха для проветривания горных выработок.
На фиг. 1 представлена схема распределения тепла по нефтяному пласту участка уклонного блока нефтяной шахты.
На схеме представлены нефтяной пласт 1, горная выработка 2, добычная 3 и пароподающая 4 скважины. Тепловой баланс участка добычных работ состоит из теплового потока пара, закачиваемого в пароподающую скважину Qпар, тепловых потерь на смежные участки нефтяного пласта Qсм, в кровлю Qкр, в подошву Qпод, в горные выработки Qгор и при истечении нефти Qфл, и, непосредственно, нагрев пласта Qнаг.
Расчет требуемого количества воздуха проводится по тепловому фактору в зависимости от суммы Qгор+Qфл, где Qгор - мощность постоянного теплового потока, равная Qпост., Qфл - мощность переменного теплового потока, равная Qперемен.
При проведении технологической операции накопления нефти в скважинах снижается требуемый расход воздуха Qв.
Способ позволяет исключить передвижение людей при ведении добычного режима на исходящей струе. В результате повышается запас вентиляционной сети по тепловому фактору минимум на 30%. Для повышения безопасности добыча нефти не будет вестись, пока на пути исходящей струи будут находиться шахтеры. Дополнением может служить светозвуковая сигнализация, оповещающая о начале добыче нефти.
На фиг. 2 представлена схема добычи нефти, реализующая заявляемый способ.
В нефтяном пласту 1 выполняют горные выработки буровой галереи 5, строят добычные 3, пароподающие 4 и парораспределительные скважины 6. Для выхода из нефтяного пласта строят наклонные горные выработки 7. Также для функционирования объекта выполняют промежуточные 8 и капитальные 9 горные выработки. Подача пара осуществляется от парогенератора 10.
На фиг. 3 представлена конфигурация добычного участка, на фиг. 4 - элемент I на фиг. 3.
На входах добычных скважин 3, расположенных вдоль горной выработки 2, размещены задвижки 11 с электроприводом 12 и кабелями 13 автоматизации и электроснабжения. Автоматизированная система добычи нефти представляет собой комплекс датчиков и исполнительных механизмов на каждой добычной скважине (не показаны). Каждая добычная скважина оборудована задвижкой 11, укомплектована датчиками давления, температуры или расходомерами (не показаны).
На фиг. 5 показаны схемы ручного а) и автоматического б) управления ГВУ. Центр управления добычей находится в помещении горного диспетчера на поверхности, центр управления ГВУ находится в помещениях вентилятора главного проветривания.
Регулирование производительности ГВУ осуществляется автоматически при изменении скорости вращения вентилятора и изменением угла наклона лопаток направляющего аппарата (не показаны). Взаимодействие системы проветривания с системой добычи может осуществляться в автоматизированном режиме, либо через диспетчера и операторов добычи нефти.
Система проветривания настраивает вентиляционную сеть с регулирующими устройствами и ГВУ на заданные микроклиматические параметры, исходя из режимов работы добычных скважин 3.
Заявляемый термошахтный способ разработки высоковязкой нефти осуществляется следующим образом.
В вертикальные пароподающие скважины 4 закачивают теплоноситель - пар, который генерируется парогенератором 10. Пар от пароподающих скважин 4 попадает в парораспределительные скважины 6, причем каждая пароподающая скважина 4 соединена с одной парораспределительной скважиной 6. Далее пар из парораспределительной скважины 6 отдает тепло в нефтяной пласт 1. Нагреваясь, пласт 1 начинает генерировать в добывающие скважины 3 флюиды, состоящие из нефти, пластовой воды и сконденсированного пара.
Таким образом, добыча нефти осуществляется за счет вертикальной фильтрации после снижения ее вязкости паром.
Технологический процесс добычных скважин состоит из 2-х режимов: добычного и накопительного.
В процессе добычи нефти задвижки 11 добычных скважин 3 открыты, пароподающие скважины 4 открыты или закрыты, ГВУ системы вентиляции работает в полную силу, расход воздуха максимальный.
В случае прекращения добычи нефти, когда добычные скважины 3 начинают выдавать теплоноситель в горные выработки 2 или происходит истечение флюидов меньше заданной нормы, начинают срабатывать исполнительные механизмы задвижек 11 добычных скважин 3. Система проветривания реагирует на это изменение, изменяя режим работы ГВУ.
Расчет количества подаваемого воздуха ГВУ осуществляют, исходя из теплового фактора, сформированного из постоянных и переменных тепловых потоков Qперемен. и Qпост., определяемых расчетным путем и в зависимости от показаний датчиков, создавая необходимые микроклиматические условия в горных выработках 2. Изменение режима работы ГВУ проводят в ручном или автоматическом режимах.
Порядок работы ГВУ при двух режимах работы добычных скважин представлен в Таблице.
При добыче нефти из скважин операторами, которые находятся со стороны свежей струи относительно добычных скважин 3, либо автоматизированной системой добычи нефти в выработках 2 по ходу движения струи шахтеры не находятся.
Возможно исключение переменной составляющей тепловых потоков при расчете производительности ГВУ за счет отсутствия передвижения людей при ведении добычных работ на исходящей струе. В результате повышается запас по тепловому фактору минимум на 30%. Техническое преимущество реализации данного решения заключается в создании на нефтяной шахте безопасного производственного объекта, регламентированного законодательством РФ.
Для повышения безопасности может использоваться система позиционирования работников, при реализации которой добыча нефти не будет вестись в случае, если на пути исходящей струи находятся шахтеры. Дополнением может служить светозвуковая сигнализация, оповещающая о начале добыче нефти.
Заявленный способ позволяет осуществлять ограничение температуры исходящей струи воздуха между нормативным и максимальным значением при спасательных работах с целью эвакуации людей по выработкам с исходящей струей в процессе добычи нефти. Нормативное значение температуры воздуха внутри выработки формируется, исходя из длин путей возможной эвакуации и для каждой шахты индивидуально.
Основное преимущество данного способа заключается в цикличности работы системы вентиляции, целью которой является экономия энергопотребления, кроме того, возможность создания микроклиматических условий для шахтеров в рабочих зонах в допустимых пределах, обеспечивая максимальную добычу нефти.
Таким образом, предлагаемый способ проветривания систем горных выработок нефтяной шахты позволяет уменьшить значения теплового фактора вентиляционной сети нефтяной шахты, тем самым увеличив энергоэффективность проветривания, создать резерв по вентиляции с повышением показателей промышленной безопасности.
Claims (9)
- Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти, включающий закачку теплоносителя в нагнетательные скважины уклонного блока нефтешахты и последующий отбор нефти, отличающийся тем, что технологический режим отбора нефти через добычные скважины осуществляют циклически, чередуя его с режимом накопления нефти в скважинах и регулируя подачу воздуха для проветривания горных выработок для каждого из режимов, при этом расход воздуха определяют в зависимости от теплового фактора, сформированного из постоянных и переменных тепловых потоков, по формуле
- ,
- где Qв - расход воздуха вентилятора главного проветривания, м3/с;
- ρв - плотность воздуха в горных выработках;
- Gв - масса воздуха, проходящего через горные выработки,определяемая по формуле
где
- св - удельная теплоемкость воздуха,;
- ΔТг.р. - разница температур граничных условий, °С;
- Qт.п. - мощность теплового потока, кВт,
- регулирование подачи воздуха осуществляют с помощью главной вентиляторной установки в ручном и автоматическом режимах, при этом в режиме накопления нефти при закрытых задвижках добычных скважин сокращают подачу воздуха в горные выработки, а в режиме отбора нефти при открытых задвижках добычных скважин осуществляют полную подачу расчетного количества воздуха.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016111023A RU2616022C1 (ru) | 2016-03-24 | 2016-03-24 | Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016111023A RU2616022C1 (ru) | 2016-03-24 | 2016-03-24 | Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2616022C1 true RU2616022C1 (ru) | 2017-04-12 |
Family
ID=58642362
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016111023A RU2616022C1 (ru) | 2016-03-24 | 2016-03-24 | Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2616022C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108798671A (zh) * | 2018-06-07 | 2018-11-13 | 南华大学 | 一种控制地下铀矿山采场爆破铀矿堆氡渗流的系统及方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4434849A (en) * | 1978-09-07 | 1984-03-06 | Heavy Oil Process, Inc. | Method and apparatus for recovering high viscosity oils |
| US5269660A (en) * | 1990-07-02 | 1993-12-14 | Compagnie Generale Des Matieres Nucleaires | Method and an installation for adjusting the flow rate of air in a network of ducts |
| RU2145664C1 (ru) * | 1998-03-24 | 2000-02-20 | Рузин Леонид Михайлович | Способ разработки трещиноватого нефтяного пласта |
| RU2199004C2 (ru) * | 2001-01-19 | 2003-02-20 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Способ разработки нефтяного пласта |
| RU2199657C2 (ru) * | 2001-04-17 | 2003-02-27 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2267604C1 (ru) * | 2005-03-09 | 2006-01-10 | Аркадий Анатольевич Боксерман | Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU131083U1 (ru) * | 2013-03-19 | 2013-08-10 | Закрытое акционерное общество "Энергосервис" | Система автоматизации главной вентиляторной установки |
-
2016
- 2016-03-24 RU RU2016111023A patent/RU2616022C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4434849A (en) * | 1978-09-07 | 1984-03-06 | Heavy Oil Process, Inc. | Method and apparatus for recovering high viscosity oils |
| US5269660A (en) * | 1990-07-02 | 1993-12-14 | Compagnie Generale Des Matieres Nucleaires | Method and an installation for adjusting the flow rate of air in a network of ducts |
| RU2145664C1 (ru) * | 1998-03-24 | 2000-02-20 | Рузин Леонид Михайлович | Способ разработки трещиноватого нефтяного пласта |
| RU2199004C2 (ru) * | 2001-01-19 | 2003-02-20 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Способ разработки нефтяного пласта |
| RU2199657C2 (ru) * | 2001-04-17 | 2003-02-27 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2267604C1 (ru) * | 2005-03-09 | 2006-01-10 | Аркадий Анатольевич Боксерман | Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU131083U1 (ru) * | 2013-03-19 | 2013-08-10 | Закрытое акционерное общество "Энергосервис" | Система автоматизации главной вентиляторной установки |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108798671A (zh) * | 2018-06-07 | 2018-11-13 | 南华大学 | 一种控制地下铀矿山采场爆破铀矿堆氡渗流的系统及方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2582145C1 (ru) | Система проветривания нефтешахты | |
| RU2407884C1 (ru) | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины | |
| Sherven et al. | Automation Maximizes performance for shale wells | |
| CN112252999B (zh) | 一种自喷机采工况一体化智能防砂管柱完井方法 | |
| US20210278106A1 (en) | Flow control in geothermal wells | |
| RU2616022C1 (ru) | Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти | |
| CN106837177A (zh) | 用于冰层钻进的热水钻系统 | |
| RU2011147161A (ru) | Способ извлечения углеводородов из коллектора и установка для извлечения углеводородов | |
| RU2496979C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт | |
| US20150247391A1 (en) | Automated subcool control | |
| RU2673894C1 (ru) | Установка одновременно-раздельная насосная для добычи нефти из двух пластов одной скважины | |
| RU2411356C1 (ru) | Способ и устройство для разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины | |
| GB2623696A (en) | Flow control for geothermal well | |
| RU2552555C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной или поочередной добычи пластового флюида из скважин многопластовых месторождений с предварительной установкой пакеров | |
| US10132130B2 (en) | Combustor for heating of airflow on a drill rig | |
| Demirel | Energy-efficient mine ventilation practices | |
| CN105089609B (zh) | 用于控制井筒压力的方法 | |
| Gendler et al. | Methods of regulation air temperature in the Russian oil mains | |
| RU2622412C1 (ru) | Установка для эксплуатации малодебитных скважин | |
| CN105089527B (zh) | 用于控制井筒压力的设备及方法 | |
| CN103775011B (zh) | 井筒压力控制系统及控制方法 | |
| US20220072467A1 (en) | System and method for conditioning gas for downhole applications | |
| WO2015158007A1 (zh) | 用于控制井筒压力的设备及方法 | |
| RU2642893C9 (ru) | Система проветривания уклонного блока нефтешахты | |
| RU2411351C1 (ru) | Способ эксплуатации нефтегазового месторождения |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20210325 |