RU2661952C1 - Method of thermal-mining development of deposits of high-viscosity oil mine workings and device for implementation the same - Google Patents
Method of thermal-mining development of deposits of high-viscosity oil mine workings and device for implementation the same Download PDFInfo
- Publication number
- RU2661952C1 RU2661952C1 RU2017130745A RU2017130745A RU2661952C1 RU 2661952 C1 RU2661952 C1 RU 2661952C1 RU 2017130745 A RU2017130745 A RU 2017130745A RU 2017130745 A RU2017130745 A RU 2017130745A RU 2661952 C1 RU2661952 C1 RU 2661952C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- microtunnel
- wells
- oil
- underground
- steam
- Prior art date
Links
- 230000003245 working effect Effects 0.000 title claims abstract description 15
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims description 6
- 238000005065 mining Methods 0.000 title description 5
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 18
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000011150 reinforced concrete Substances 0.000 claims description 14
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 7
- 230000011664 signaling Effects 0.000 claims description 3
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract description 7
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 230000005641 tunneling Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000003362 replicative effect Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound 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)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение для термошахтной разработки месторождений высоковязкой нефти с горными выработками, пройденными методом микротоннелирования.The invention relates to the oil industry and may find application for thermal mining of high-viscosity oil fields with mine workings, passed by microtunneling.
Известен способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных скважин и подземных добывающих и парораспределительных скважин, оборудование датчиками для контроля температуры подземных скважин, закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины, прекращение закачки пара при повышении температуры и отбор нефти из подземных скважин.A known method of mine development of a highly viscous oil field, including tunneling, drilling of surface injection wells and underground production and steam distribution wells, equipment with sensors for monitoring the temperature of underground wells, steam injection into surface injection wells, stopping steam injection at elevated temperatures, and oil extraction from underground wells.
Оборудование датчиками для контроля температуры проводят на устьях подземных скважин, в качестве датчиков используют оптические датчики, регистрирующие температуру добываемой жидкостиEquipment with sensors for temperature control is carried out at the mouths of underground wells; optical sensors recording the temperature of the produced fluid are used as sensors
Информацию от датчиков передают по оптическому кабелю в компьютер, в котором производят обработку полученной информации, из компьютера управляющие команды передают 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 (Патент РФ №2267604, кл. Е21В 43/24, опубл. 10.01.2016 г.). Данное изобретение взято за прототип для предлагаемых технических решений.Information from the sensors is transmitted via an optical cable to a computer in which the received information is processed, control commands are transmitted from the computer to control devices of surface injection wells, which supply or interrupt steam supply to the corresponding injection wells to ensure uniform heating of the oil reservoir and intensification of oil production (RF patent No. 2267604, CL ЕВВ 43/24, publ. 01/10/2016). This invention is taken as a prototype for the proposed technical solutions.
Недостатком вышеприведенного способа являются: проходка большого количества протяженных горных выработок и большие расходы на их поддержание, возможность прорыва пара в подземные скважины при наличии прямой гидродинамической связи между поверхностной нагнетательной скважиной и подземными скважинами и поступление пара в горные выработки с повышением температуры выше допускаемых по требованиям безопасности значений и, как следствие, необходимость вывода обслуживающего персонала из горной выработки, излив нефти в открытые водосборные канавки, сопровождающийся повышением температуры воздуха в горных выработках выше допустимой и ухудшающий условия обслуживания подземных скважин, отсутствие возможности измерять дебит скважин и принимать решение о целесообразности продолжения эксплуатации или о ремонте скважины.The disadvantage of the above method are: driving a large number of long mine workings and high maintenance costs, the possibility of steam breakthrough into underground wells in the presence of a direct hydrodynamic connection between the surface injection well and underground wells, and steam flowing into the mine workings with an increase in temperature above permissible safety requirements values and, as a consequence, the need to withdraw staff from mining, spilling oil into an open catchment grooves, accompanied by an increase in air temperature in the mine workings above the permissible and worsening conditions for servicing underground wells, the inability to measure the flow rate of the wells and decide on whether to continue operating or repairing the well.
Задачей создания группы изобретений является устранение недостатков вышеуказанного прототипа.The task of creating a group of inventions is to eliminate the disadvantages of the above prototype.
Поставленная задача решается с помощью признаков, указанных в п. 1 формулы изобретения, общих с прототипами, таких как способ термошахтной разработки месторождений высоковязкой нефти с горными выработками, включающий бурение поверхностных нагнетательных и подземных добывающих и парораспределительных скважин, использование для контроля температуры подземных скважин оптических датчиков, передачу информации от датчиков по оптическому кабелю в компьютер, в котором производят обработку полученной информации, передачу управляющих команд из компьютера на управляющие устройства поверхностных нагнетательных скважин, выполнение закачки пара в поверхностные нагнетательные скважины и прекращение закачки пара при повышении температуры в подземных добывающих скважинах, и отличительных существенных признаков, таких как методом микротоннелирования ведут проходку двух параллельных разного диаметра горных выработок - микротоннелей, при этом каждый микротоннель выполняют состоящим из входного наклонного участка, начинающегося с поверхности, горизонтального участка и выходного наклонного участка, выходящего на поверхность, микротоннель большего диаметра является сервисным для размещения технологического оборудования и элементов системы автоматического управления обслуживания подземных скважин, а второй микротоннель меньшего диаметра является нефтесборным для сбора нефтесодержащей жидкости и размещения паропровода подачи пара к подземным парораспределительным скважинам, в котором в точке перехода от горизонтального участка к наклонному выходному участку оборудуют зумпф для сбора нефтесодержащей жидкости, которую откачивают на поверхность по нефтепроводу, проложенному в выходном наклонном участке, при этом парораспределительные и добывающие скважины бурят из ниш, которые пройдены перпендикулярно продольной оси горизонтального участка сервисного микротоннеля над нефтесборным микротоннелем и соединяют с малым микротоннелем вертикальной скважиной с герметичным люком, причем внутренний объем ниш отделяют от сервисного микротоннеля герметичным шлюзом.The problem is solved using the signs specified in
Поставленная задача решается с помощью признаков, указанных в п. 2 формулы изобретения, таких как устройство термошахтной разработки месторождений высоковязкой нефти для осуществления способа по п. 1, характеризующееся тем, что содержит два микротоннеля: сервисного, выполненного из железобетонных труб, оснащенных окнами для проходки ниш, закрытых съемными крышками с возможностью их демонтажа из внутреннего пространства микротоннеля, и нефтесборного микротоннеля, выполненного из железобетонных труб, оснащенных в верхней части фланцем крепления герметичного люка скважины для доступа из ниши, закрытого защитной заглушкой с внешними узлами крепления, при этом сервисный микротоннель снабжен воздуховодом подачи сжатого воздуха, предназначенного для создания избыточного давления воздуха в нишах со стороны устьев скважин и охлаждения воздуха при проведении работ в нишах, у нефтесборного микротоннеля в точке перехода от горизонтального участка к наклонному выходному участку оборудован зумпф для сбора нефтесодержащей жидкости, которая откачивается на поверхность по нефтепроводу, проложенному в выходном наклонном участке, а парораспределительные и добывающие скважины выполнены из ниш, которые пройдены перпендикулярно продольной оси горизонтального участка сервисного микротоннеля над нефтесборным микротоннелем и соединены с малым микротоннелем вертикальной скважиной с герметичным люком, при этом внутренний объем ниш отделен от сервисного микротоннеля герметичным шлюзом, на устьях подземных парораспределительных и добывающих скважин установлена оснащенная накопительными емкостями и запорной арматурой с дистанционным приводом система трубопроводов, выведенная в нефтесборный микротоннель, при этом накопительные емкости оборудованы датчиками температуры и сигнализаторами уровня нефтесодержащей жидкости системы автоматического управления.The problem is solved using the signs specified in
Совокупность существенных признаков как по способу, так и по устройству позволяет получить следующий технический результат: снизить затраты на строительство и содержание горных выработок, организовать измерение дебита скважин для определения необходимости проведения работ по обслуживанию или консервации скважин, исключить возможность прорыва пара и нагретой нефтесодержащей жидкости в горные выработки, обеспечив безопасные условия работы обслуживающего персонала.The set of essential features in both the method and the device allows to obtain the following technical result: reduce the cost of construction and maintenance of mine workings, organize the measurement of well production to determine the need for maintenance or conservation of wells, eliminate the possibility of breakthrough of steam and heated oily liquid in mining, providing safe working conditions for staff.
Предлагаемые изобретения иллюстрируются чертежами, на которых изображены: на Фиг. 1 - схема расположения микротоннелей при обустройстве месторождения для добычи нефти указанным способом; на Фиг. 2 - размещение оборудования подземных скважин в нише сервисного микротоннеля; на Фиг. 3 - размещение оборудования в нише у зумпфа нефтесборного микротоннеля; на Фиг. 4 - устройство железобетонных труб сервисного и нефтесборного микротоннеля для реализации предложенного способа.The invention is illustrated by drawings, in which: FIG. 1 - arrangement of microtunnels during the development of a field for oil production in this way; in FIG. 2 - placement of underground well equipment in a niche of a service microtunnel; in FIG. 3 - placement of equipment in a niche near the sump of the oil gathering microtunnel; in FIG. 4 - device reinforced concrete pipes service and oil gathering microtunnel to implement the proposed method.
Предлагаемый способ осуществляют в следующей последовательности.The proposed method is carried out in the following sequence.
На выделенном участке осуществляют проходку сервисного микротоннеля 1 с диаметром не менее 3500 мм и нефтесборного микротоннеля 2 с диаметром не менее 1500 мм (Фиг. 1). Микротоннели 1 и 2 представляют собой горные выработки, пройденные способом микротоннелирования, предусматривающим продавливание колонны 3 и 4 железобетонных труб 5 и 6 за механизированным щитом, при этом траектория проходки микротоннеля 1 и 2 включает начинающийся с поверхности входной наклонный участок 7 и 8, горизонтальный участок 9 и 10, выходящий на поверхность выходной наклонный участок 11 и 12. Горизонтальный участок 10 нефтесборного микротоннеля 2 проходят с незначительным уклоном в сторону выходного наклонного участка 12 для обеспечения стока добываемой нефтесодержащей жидкости. Железобетонные трубы 5 собираются в колонну 3 таким образом, чтобы на наклонных участках 7 и 11 были установлены трубы 5 без окон 13, а на горизонтальном участке 9 были установлены железобетонные трубы 5 с окнами 13 и заглушками 14 (Фиг. 4). В колонну 4 железобетонные трубы 6 собираются таким образом, чтобы на наклонных участках 8 и 12 были установлены трубы 6 без фланцев 15 крепления люка 16 с заглушками 17, а на горизонтальном участке 10 были установлены железобетонные трубы 6 с фланцами 15 крепления люка 16 и заглушками 17 (Фиг. 2, 4). Количество и расположение железобетонных труб 5 и 6 задается проектом.In the selected area, the
По окончании проходки микротоннелей 1 и 2 на устье выходного наклонного участка 11 сервисного микротоннеля 1 устанавливается вентиляторная установка 18, на устье выходного наклонного участка 12 устанавливается система отвода нефтяных газов 19 с вытяжным вентилятором 20. После запуска в работу вентиляторной установки 18 и системы отвода нефтяных газов 19 в сервисном микротоннеле 1 на всю его длину монтируется монорельсовая дорога 21, трубопровод подачи сжатого воздуха 22 для бурового оборудования и дополнительной вентиляции, пожарный трубопровод 23, кабели электропитания 24 (Фиг. 3). Затем в горизонтальном участке 9 демонтируются заглушки 14 с окон 13 на железобетонных трубах 5. Из открытых окон 13 выполняется проходка ниш 25, проходящих над нефтесборным микротоннелем 2 перпендикулярно продольной оси сервисного микротоннеля 1, ниши 25 крепятся железобетонной теплоизолированной крепью 26 (Фиг. 2).At the end of sinking of
Из ниши 27, проходимой аналогично нише 25 и расположенной в непосредственной близости к переходу горизонтального участка 10 нефтесборного микротоннеля 2 на выходной наклонный участок 12, выполняется проходка и обустройство зумпфа 28 для сбора нефтесодержащей жидкости, в зумпфе 28 устанавливается насос 29 для откачки нефтесодержащей жидкости на поверхность, в выходном наклонном участке 12 микротоннеля 2 выполняется монтаж трубопровода откачки нефтесодержащей жидкости 30 на поверхность. На входе в нишу 27 со стороны сервисного микротоннеля 1 устанавливается герметичный шлюз 31, выполняется прокладка патрубка дополнительной вентиляции 32 от трубопровода подачи сжатого воздуха 22 во внутреннее пространство ниши 27(Фиг. 3).From the
В нишах 25 проходят вниз вертикальные скважины 33 до нефтесборного микротоннеля 2, на железобетонных трубах 6 демонтируются заглушки 17, на освободившиеся фланцы 15 устанавливается люк 16. После чего во входном наклонном участке 9 и горизонтальном участке 10 нефтесборного микротоннеля 2 монтируется паропровод 34 подачи пара к подземным парораспределительным скважинам, паропровод 34 оснащается патрубками 35, выходящими через люки 16 в ниши 25.In the
В нишах 25 бурятся подземные парораспределительные скважины 36 и подземные добывающие скважины 37. На устья подземных парораспределительных скважин 36 устанавливается запорно-регулирующее устройство 38 с дистанционным приводом 39, к запорно-регулирующему устройству 38 подсоединяется патрубок 35 подачи пара. На устья подземных добывающих скважин 37 устанавливается накопительная емкость 40, оснащенная сигнализаторами уровня 41 и оптическим датчиком температуры 42 нефтесодержащей жидкости, а также запорная арматура 43 с дистанционным приводом 44 и проходящий через люки 16 патрубок 45 слива нефтесодержащей жидкости из накопительной емкости 42 в нефтесборный микротоннель 2 (Фиг. 2).In the
На входе в ниши 25 со стороны сервисного микротоннеля 1 устанавливаются герметичные шлюзы 31, выполняется прокладка патрубков дополнительной вентиляции 32 от трубопровода подачи сжатого воздуха 22 во внутреннее пространство ниши 25, со стороны сервисного микротоннеля 1 в нишах 25 устанавливается блок управления и контроля 46 системы автоматического управления, а также дистанционные приводы 39 и 44 на удлиненные валы запорно-регулирующего устройства 38 и запорной арматуры 43. Выполняется прокладка оптоволоконного кабеля 47 канала передачи информации к управляющему компьютеру 48 поверхностного диспетчерского пункта.At the entrance to the
На устье входного наклонного участка 8 нефтесборного микротоннеля 2 устанавливается герметичная перемычка 49.At the mouth of the input inclined
С поверхности бурятся поверхностные нагнетательные скважины 50 по определенной проектом сетке, которые оборудуются управляющими устройствами 51 по регулированию закачки пара и узлами учета 52.
По окончании подготовительных работ и проверки работоспособности установленного оборудования шлюзы 31 закрываются, микротоннели 1 и 2 переводятся в режим безлюдной эксплуатации и начинается закачка перегретого водяного пара в подземные парораспределительные скважины 36 и поверхностные нагнетательные скважины 50.Upon completion of the preparatory work and verification of the installed equipment, the
Поступающий пар прогревает массив, под термическим воздействием пара вязкость нефти снижается, и она вместе с конденсатом поступает в подземные добывающие скважины 37, скапливаясь в накопительных емкостях 40. При достижении установленного верхнего уровня срабатывает сигнализатор 41, компьютер 48 выдает команду на открытие запорной арматуры 43, и нефтесодержащая жидкость сливается по патрубку 45 в нефтесборный микротоннель 2. После понижения уровня в накопительной емкости 40 срабатывает сигнализатор 41, компьютер 48 выдает команду на закрытие запорной арматуры 43 и слив нефтесодержащей жидкости прекращается. Собранная нефтесодержащая жидкость откачивается из нефтесборного микротоннеля 2 по трубопроводу 30 на поверхность.The incoming steam warms up the massif, under the thermal influence of the steam, the oil viscosity decreases, and together with the condensate it enters the
Подача пара в поверхностные нагнетательные скважины 50 и подземные парораспределительные скважины 36 регулируется по показаниям датчиков температуры 42, она прекращается при превышении установленного значения и возобновляется после снижения температуры накопленной жидкости до установленного значения. При этом объемы, время и параметры закачивания пара в поверхностные нагнетательные скважины 50 и подземные парораспределительные скважины 36 задаются компьютером 48.The steam supply to the
При необходимости проведения работ в нишах 25 предварительно увеличивают подачу воздуха по трубопроводу подачи сжатого воздуха 22 через патрубок 32 во внутренний объем ниши 25, после снижения температуры и удаления паров открывается шлюз 31 и выполняются необходимые работы.If it is necessary to carry out work in
Использование описанного выше способа и устройства для его реализации позволяет снизить затраты на строительство и содержание горных выработок, исключить поступление пара в горные выработки и слив нефти в открытые канавки, нормализовать температурный режим в горных выработках, контролировать дебит скважин и принимать решение о целесообразности продолжения эксплуатации или о ремонте скважины.Using the method and device described above for its implementation allows to reduce the cost of construction and maintenance of mine workings, to exclude the flow of steam into the mine workings and oil drainage into open grooves, to normalize the temperature regime in the mine workings, to control the flow rate of the wells and decide on whether to continue operating or about well repair.
Из описания и практического применения настоящих изобретений специалистам будут очевидны и другие частные формы их выполнения. Данное описание и примеры рассматриваются как материал, иллюстрирующий изобретения, сущность которых и объем патентных притязаний определены в нижеследующей формуле изобретения, совокупностью существенных признаков и их эквивалентами.From the description and practical application of the present inventions, other particular forms of their implementation will be apparent to those skilled in the art. This description and examples are considered as material illustrating inventions, the essence of which and the scope of patent claims are defined in the following claims, a combination of essential features and their equivalents.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017130745A RU2661952C1 (en) | 2017-08-30 | 2017-08-30 | Method of thermal-mining development of deposits of high-viscosity oil mine workings and device for implementation the same |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017130745A RU2661952C1 (en) | 2017-08-30 | 2017-08-30 | Method of thermal-mining development of deposits of high-viscosity oil mine workings and device for implementation the same |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2661952C1 true RU2661952C1 (en) | 2018-07-23 |
Family
ID=62981475
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017130745A RU2661952C1 (en) | 2017-08-30 | 2017-08-30 | Method of thermal-mining development of deposits of high-viscosity oil mine workings and device for implementation the same |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2661952C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110984935A (en) * | 2019-12-12 | 2020-04-10 | 中国石油化工股份有限公司 | Intelligent steam regulation and control device for oil field ground steam injection pipe network |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4458945A (en) * | 1981-10-01 | 1984-07-10 | Ayler Maynard F | Oil recovery mining method and apparatus |
RU2267604C1 (en) * | 2005-03-09 | 2006-01-10 | Аркадий Анатольевич Боксерман | Mine oil field development method |
RU2330950C1 (en) * | 2006-12-11 | 2008-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of high vicous oil and bitumen deposits development |
RU100553U1 (en) * | 2009-06-17 | 2010-12-20 | ООО "ПечорНИПИнефть" | HIGH-VISCOUS OIL FIELD DEVELOPMENT DEVICE |
RU2455476C1 (en) * | 2010-12-20 | 2012-07-10 | Рауф Нухович Рахманов | Method of heavy oil production |
CA2853432A1 (en) * | 2013-06-05 | 2014-12-05 | Chan-Hee Park | Single pipe-type bitumen mining system for a simultaneously supplying heat and performing bitumen extraction |
-
2017
- 2017-08-30 RU RU2017130745A patent/RU2661952C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4458945A (en) * | 1981-10-01 | 1984-07-10 | Ayler Maynard F | Oil recovery mining method and apparatus |
RU2267604C1 (en) * | 2005-03-09 | 2006-01-10 | Аркадий Анатольевич Боксерман | Mine oil field development method |
RU2330950C1 (en) * | 2006-12-11 | 2008-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of high vicous oil and bitumen deposits development |
RU100553U1 (en) * | 2009-06-17 | 2010-12-20 | ООО "ПечорНИПИнефть" | HIGH-VISCOUS OIL FIELD DEVELOPMENT DEVICE |
RU2455476C1 (en) * | 2010-12-20 | 2012-07-10 | Рауф Нухович Рахманов | Method of heavy oil production |
CA2853432A1 (en) * | 2013-06-05 | 2014-12-05 | Chan-Hee Park | Single pipe-type bitumen mining system for a simultaneously supplying heat and performing bitumen extraction |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110984935A (en) * | 2019-12-12 | 2020-04-10 | 中国石油化工股份有限公司 | Intelligent steam regulation and control device for oil field ground steam injection pipe network |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7644769B2 (en) | Method of collecting hydrocarbons using a barrier tunnel | |
US8316938B2 (en) | Subterranean water production, transfer and injection method and apparatus | |
NO345567B1 (en) | System and method for detecting water penetration and intervention in a production well | |
BRPI1001979B1 (en) | electric submersible pumps without well probe | |
US20170074084A1 (en) | Device, system and method for recovery of gas from liquid-loaded gas wells | |
CN112252999B (en) | Well completion method of self-injection machine mining working condition integrated intelligent sand prevention pipe column | |
RU2661952C1 (en) | Method of thermal-mining development of deposits of high-viscosity oil mine workings and device for implementation the same | |
MX2011011184A (en) | Method for extracting hydrocarbons from a tank and hydrocarbon extraction facility. | |
RU2330950C1 (en) | Method of high vicous oil and bitumen deposits development | |
CN102465695B (en) | Monitoring method and device for coal-bed gas well | |
CN104047590A (en) | Well control project monitoring system | |
RU2267604C1 (en) | Mine oil field development method | |
RU100553U1 (en) | HIGH-VISCOUS OIL FIELD DEVELOPMENT DEVICE | |
CN111119865A (en) | Method for visually finding leakage of casing damage well underground nitrogen gas lift negative pressure | |
RU2485293C1 (en) | Method of borehole transfer and unit for transfer of liquid from upper well formation to lower one with filtration | |
RU2701268C1 (en) | Method for measuring flow rate of oil wells | |
RU137332U1 (en) | DEVICE FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL | |
RU2569103C2 (en) | Method and device for liquid removal from gas producing well | |
RU2648793C1 (en) | Method for the mine development of the high-type oil field and the device for a closed oil collection system for its implementation | |
CN116291324A (en) | Natural gas hydrate exploitation shaft temperature and pressure control system and method | |
RU2661958C1 (en) | Method of underground-surface development of high-viscosity oil field in the pass of mine workings and the device of micro-tunnel for implementation the same | |
CN106761690A (en) | Intelligent test well for gas lift process simulation | |
RU2624838C1 (en) | Method of operation of producing galleries of dip-working blocks at thermal development of oil fields | |
RU2622412C1 (en) | Depleted well operation plant | |
RU96167U1 (en) | WELL WASHING DEVICE |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200831 |