RU2729303C1 - Способ нагрева потока жидкости в нефтяной скважине - Google Patents
Способ нагрева потока жидкости в нефтяной скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2729303C1 RU2729303C1 RU2019136385A RU2019136385A RU2729303C1 RU 2729303 C1 RU2729303 C1 RU 2729303C1 RU 2019136385 A RU2019136385 A RU 2019136385A RU 2019136385 A RU2019136385 A RU 2019136385A RU 2729303 C1 RU2729303 C1 RU 2729303C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- temperature
- heating cable
- heating
- well
- cable
- Prior art date
Links
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 title claims abstract description 89
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 11
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title abstract description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 claims abstract description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 11
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 8
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 21
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 7
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 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
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/04—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using electrical heaters
-
- 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
- E21B43/2401—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection by means of electricity
-
- H—ELECTRICITY
- H05—ELECTRIC TECHNIQUES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- H05B—ELECTRIC HEATING; ELECTRIC LIGHT SOURCES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; CIRCUIT ARRANGEMENTS FOR ELECTRIC LIGHT SOURCES, IN GENERAL
- H05B3/00—Ohmic-resistance heating
- H05B3/40—Heating elements having the shape of rods or tubes
- H05B3/54—Heating elements having the shape of rods or tubes flexible
- H05B3/56—Heating cables
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)
- Laying Of Electric Cables Or Lines Outside (AREA)
Abstract
Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предупреждения образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в насосно-компрессорных трубах и межтрубном пространстве скважин. Способ заключается в том, что предусматривается проведение подготовительной операции по определению требуемой длины. Осуществляют спуск в насосно-компрессорную трубу нагревательного кабеля, его нагрев и регулирование теплового режима с помощью изменения удельной мощности нагревательного кабеля для поддержания постоянной температуры потока жидкости на устье скважины в условиях изменения режима ее работы или состава. При этом в процессе проведения подготовительной операции удельную мощность нагревательного кабеля выбирают в зависимости от устьевой температуры по приведенному математическому выражению или в зависимости от параметров работы скважины - дебита и обводненности по пересчитанной для скважины номограмме. Причем длину кабеля определяют на основании термограммы скважины из расчета расположения нижнего конца нагревательного кабеля на глубине, где температура по термограмме равна температуре насыщения нефти парафином для продукции данного месторождения, определенной в лабораторных условиях. Техническим результатом является повышение среднего дебита скважины и эффективности профилактики АСПО при использовании нагревательных кабелей. 3 ил.
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для поддержания в нефтяных скважинах оптимального теплового режима добычи нефти в целях снижения вязкости нефти и предотвращения образования гидратно-парафиновых пробок в насосно-компрессорных трубах и в межтрубном пространстве.
Проблема заполнения колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) - лифтовых труб нефтедобывающих скважин асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) стала основной для многих нефтяных компаний страны в последние годы из-за ухудшения структуры запасов нефти.
Одним из наиболее привлекательных методов профилактики АСПО является нагрев скважинной продукции. Поскольку температура является одним из самых значимых факторов, влияющих на образование АСПО, нагрев обеспечивает поддержание оптимальной температуры в стволе скважины для предотвращения образования АСПО в НКТ. Для этого следует воспользоваться нагревательным кабелем, спущенным внутрь НКТ. Остается определиться с глубиной спуска кабеля по длине колонны НКТ и выбором удельной мощности нагревательного кабеля с тем, чтобы оптимизировать энергозатраты и обеспечить условия для профилактики АСПО при любых режимах работы скважин и составах добываемой продукции.
Известен способ для регулирования теплового режима скважин (RU, N 2114982, опубл. 10.07.98), включающий распределение подводимого тепла вдоль скважины непрерывно или циклично таким образом, что в каждом поперечном сечении скважины поддерживают количество теплоты, восполняют его расход на прогрев нефтяной колонны труб и окружающих пород и регулируют значение скорости прохождения жидкости или газа. Недостатком известного способа является отсутствие оперативных средств расчета совокупности параметров, определенных формулой изобретения, и, как следствие, возможности регулирования режима нагрева скважины.
Известен способ депарафинизации нефтегазовых скважин и установка для его осуществления (RU, №2166615 опубл. 10.05.2001), содержащая нагревательный кабель, введенный в зону возможного парафинообразования. В известном способе предварительно проводят подготовительные операции, в которых определяют возможную глубину парафинообразования, длину нагревательного кабеля и его мощность в зависимости от дебита скважины, давления в скважине, температуры плавления изоляционного материала нагревательного кабеля и температуры в зоне расположения нижнего конца опущенного в скважину нагревательного кабеля. Недостатком данного изобретения является отсутствие корректного расчета мощности кабеля.
Известен способ нагрева потока жидкости в нефтегазовой скважине и установка для его осуществления (RU, №2455461 опубл. 10.07.2012), содержащая нагревательный кабель, введенный в зону возможного парофинообразования, и регулирования теплового режима. Данное техническое решение, как наиболее близкое по совокупности существенных признаков к предлагаемому, выбрано авторами за прототип. В известном способе предварительно проводят подготовительные операции, в которых определяют возможную глубину парафинообразования, длину нагревательного кабеля и его мощность в зависимости от дебита скважины, плотности и теплоемкости нефти, требуемого прибавления температуры на устье и температуры в зоне расположения нижнего конца опущенного в скважину нагревательного кабеля. Недостатком данного изобретения является сложность оперативной применимости формул в условиях изменения режима работы скважины, необходимость постоянного расчета термограмм при изменении состава жидкости, а также необходимость организации периодического режима работы нагревательного кабеля. Приведенная в изобретении зависимость более пригодна для высокообводненных скважин, в то время как технология подогрева продукции скважин нагревательным кабелем обладает большей эффективностью при малых обводненностях за счет значительно более низкой теплоемкости чистой нефти.
Задачей предлагаемого изобретения является разработка способа нагрева жидкости в нефтяной скважине, позволяющего стабилизировать дебит скважины за счет создания и поддержания в скважине оптимального теплового режима в целях предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений.
Предлагаемый способ особенно эффективен для скважин с дебетами менее 100 м3/сут, небольшой обводненности, в которых наблюдается образование асфальтосмолопарафиновых отложений.
Для решения поставленной задачи предлагается способ нагрева потока жидкости в нефтяной скважине, предусматривающий проведение* подготовительной операции по определению требуемой длины и удельной мощности нагревательного кабеля (мощность кабеля на единицу длины), спуск в насосно-компрессорную трубу нагревательного кабеля, его нагрев и регулирование теплового режима с помощью изменения мощности нагревательного кабеля для поддержания постоянной температуры потока жидкости на устье скважины, который реализуется следующим образом:
1. Длину кабеля определяют на основании термограммы скважины, из расчета расположения нижнего конца нагревательного кабеля на глубине, где температура по термограмме равна температуре насыщения нефти парафином для продукции данного месторождения, определенной в лабораторных условиях;
2. В процессе проведения подготовительной операции строится зависимость прибавления температуры жидкости на устье при работе нагревательного кабеля от устьевой температуры в скважине без воздействия при том же режиме эксплуатации посредством анализа параметров работы скважин нефтяного месторождения со спущенным нагревательным кабелем при максимальной и минимальной мощности:
ty - значение температуры на устье скважины по термограмме без влияния нагревательного кабеля при текущем режиме, °С.
а, b, с и d - эмпирические коэффициенты, определяемые посредством построения зависимостей при анализе параметров работы скважин месторождения со спущенным греющим кабелем при разных режимах.
3. Удельную мощность нагревательного кабеля выбирают в 4 зависимости от параметров работы скважины по формуле:
где:
Δty - требуемое прибавление температуры на устье, °С;
ty - значение температуры на устье по термограмме без влияния нагревательного кабеля при текущем режиме, °С;
Nmax и Nmin - максимальное и минимальное значение анализируемой удельной мощности нагревательного кабеля, Вт/м.
Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующими чертежами:
- фиг. 1 - зависимость прибавления температуры на устье при работе нагревательного кабеля от температуры на устье скважины по термограмме без влияния нагревательного кабеля.
- фиг. 2 - зависимость температуры жидкости на устье в градусах Цельсия от дебита скважины при различных значениях обводненности.
- фиг. 3 - номограмма для определения удельной мощности нагревательного кабеля для нагрева до определенной температуры при известном дебите скважины и обводненности продукции.
На фигуре 1 представлен характерный вид зависимости прибавления температуры жидкости на устье при работе нагревательного кабеля на максимальной и минимальной его удельной мощности от температуры на устье скважины, определенной по термограмме без влияния нагревательного кабеля, с целью определения эмпирических коэффициентов уравнения для расчета удельной мощности нагревательного кабеля.
На фигуре 2 представлена зависимость изменения температуры на устье добывающих нефтяных скважин при различных дебитах для безводной продукции, и обводненной на 30%. Увеличение дебита при неизменной обводненности приводит к росту устьевой температуры, поскольку увеличивается объем протекаемой теплонесущей жидкости в единицу времени. Увеличение обводненности при неизменном дебите также приводит к росту устьевой температуры, поскольку увеличивается общая теплоемкость жидкости, и больше тепла поступает с забоя на устье. Удельная теплоемкость нефти обычно не превышает 
удельная теплоемкость воды составляет примерно 
Теплоемкость обводненной продукции считается по правилу аддитивности, и при обводненности 30% будет в 1,33 раза выше, чем у чистой нефти 
С увеличением обводненности снижается эффективность нагрева жидкости, поскольку требуется все больше подводимого тепла (т.е. удельной мощности) при том же дебите продукции.
На фигуре 3 представлена номограмма для оперативного определения необходимой удельной мощности нагревательного кабеля, которая строится для фиксированной температуры нагрева на устье. Зная дебит скважины по жидкости, строится вертикальная линия до линии, соответствующей обводненности добываемой продукции. Дойдя до нужного значения, строится горизонтальная линия к оси ординат, и определяется удельная мощность нагревательного кабеля, необходимая для прогрева жидкости до определенной заранее температуры на устье.
Выбор мощности кабеля осуществляем по следующей методике.
Ввиду того, что практически отсутствуют методы, которые позволяют определить общее температурное поле для скважины и массива окружающих ее горных пород как единой термодинамической системы, для практического определения удельной мощности кабеля воспользуемся известной формулой определения необходимого количества теплоты для требуемого подогрева продукции:
Q=с⋅m⋅Δt,
где:
Q - подаваемое количество теплоты, Дж;
с - теплоемкость жидкости, 
m - масса жидкости, кг;
Δt - требуемое изменение температуры, °С.
На практике для решения многих промысловых задач необходимо поддерживать определенную температуру, в связи с этим возможно применение нагревательного кабеля определенной удельной мощности, который непрерывно подводит необходимое количество теплоты для требуемого нагрева. Подаваемое количество теплоты является функцией удельной мощности кабеля, теплоемкость жидкости - функцией обводненности, а масса жидкости - функцией объемного дебита и плотности жидкости. Поэтому общую зависимость для практической оценки величины подогрева жидкости можно охарактеризовать следующим образом:
где:
U - напряжение на кабеле, В;
I - сила тока в кабеле, А;
Нкаб - глубина спуска кабеля, м;
b - обводненность жидкости, д.е.;
ρж - плотность жидкости, 
Qж - объемный дебит жидкости, 
Так, параметры b, ρж и Qж влияют на температуру жидкости на устье - с увеличением любого из них температура увеличивается, прогрев при неизменном количестве теплоты уменьшается. Исходя из данных рассуждений и применяя метод главных компонент, производится замена этих параметров на температуру жидкости на устье скважины без влияния нагревательного кабеля, и строится зависимость величины подогрева жидкости от данной устьевой температуры при разных значениях удельной мощности кабеля. Данная зависимость будет учитывать влияние на подогрев продукции как подаваемой удельной мощности, так и параметров работы скважины и свойств добываемой продукции. Исследования показывают, что характер данной зависимости близок к линейному (фиг. 1).
Для значений максимальной и минимальной удельной мощности строятся эмпирические зависимости:
где:
ty - значение температуры на устье скважины по термограмме без влияния нагревательного кабеля при текущем режиме, °С.
a, b, с и d - эмпирические коэффициенты, определяемые посредством построения зависимостей при анализе параметров работы скважин месторождения со спущенным греющим кабелем при разных режимах.
Для достижения необходимой температуры на устье скважины необходимо оценить требуемую удельную мощность с учетом особенностей теплопотерь в скважинах данного месторождения по зависимости, которая носит сложный характер, и описывается следующим уравнением:
где:
Δty - требуемое прибавление температуры на устье, °С;
ty - значение температуры на устье по термограмме без влияния нагревательного кабеля при текущем режиме, °С;
Nmax и Nmin - максимальное и минимальное значение анализируемой удельной мощности нагревательного кабеля, Вт/м.
Данная методика позволяет с известной долей приближения рассчитать требуемую удельную мощность нагревательного кабеля без применения сложных расчетов, с использованием доступных для измерения данных.
Следует отметить, что данная методика учитывает влияние на подогрев не только дебита скважины, но и обводненности продукции (фиг. 2), что может внести значительную погрешность при расчетах по другим методикам.
С целью рационального применения на практике результатов расчетов предусмотрено построение номограммы для оперативного определения необходимой удельной мощности и корректировки работы нагревательного кабеля. Изменяя при расчетах термограмм значения дебитов и обводненностей (заранее зная температуру на устье, которую необходимо поддерживать), рассчитываются удельные мощности при различных значениях обводненности, и наносятся на график зависимости удельной мощности от дебита (фиг. 3). Зная дебит скважины и обводненность продукции при текущем режиме работы, можно по схеме определить требуемую удельную мощность нагревательного кабеля для подогрева до определенной температуры. Для каждого значения требуемой для поддержания температуры номограмма перестраивается.
Данный способ позволяет с известной долей приближения определить требуемую удельную мощность нагревательного кабеля без применения сложных расчетов, с использованием минимального количества данных, доступных для измерения.
Для контроля нагрева жидкости на устье устанавливается датчик температуры. Гибкость системы нагрева позволяет организовать регулирование и по температуре жидкости на устье.
Существенным отличием изобретения от прототипа и других известных методик является возможность получения единого уравнения для условий месторождения, позволяющего оценить необходимую удельную мощность нагревательного кабеля для требуемого подогрева скважинной продукции на устье на основе мониторинга работы скважин. Для получения уравнения требуется построение двух прямолинейных зависимостей при оценке величины подогрева на разных режимах эксплуатации при максимальной и минимальной удельной мощности нагревательного кабеля. Устанавливать и изменять требуемую мощность при изменении режима эксплуатации скважины возможно как по уравнению, так и с помощью построенной на его основе номограммы.
Claims (13)
- Способ профилактики образования АСПО в нефтегазовой скважине путем нагрева потока жидкости нагревательным кабелем, заключающийся в том, что предусматривается проведение подготовительной операции по определению требуемой длины, спуск в насосно-компрессорную трубу нагревательного кабеля, его нагрев и регулирование теплового режима с помощью изменения удельной мощности нагревательного кабеля для поддержания постоянной температуры потока жидкости на устье скважины в условиях изменения режима ее работы или состава, отличающийся тем, что в процессе проведения подготовительной операции удельную мощность нагревательного кабеля выбирают в зависимости от устьевой температуры по формуле:
-
- где:
- Δty - требуемое прибавление температуры на устье, °С;
- ty - значение температуры на устье по термограмме без влияния нагревательного кабеля при текущем режиме, °С;
- Nmax и Nmin - максимальное и минимальное значение анализируемой удельной мощности нагревательного кабеля, Вт/м;
- а, b, с и d - эмпирические коэффициенты, определяемые посредством построения зависимостей при анализе параметров работы скважин месторождения со спущенным греющим кабелем при разных режимах:
-
-
- где:
- - прибавление температуры на устье при работе нагревательного кабеля на минимальной удельной мощности, °С;
- - прибавление температуры на устье при работе нагревательного кабеля на максимальной удельной мощности, °С;
- или в зависимости от параметров работы скважины (дебита и обводненности) по пересчитанной для скважины номограмме, причем длину кабеля определяют на основании термограммы скважины из расчета расположения нижнего конца нагревательного кабеля на глубине, где температура по термограмме равна температуре насыщения нефти парафином для продукции данного месторождения, определенной в лабораторных условиях.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019136385A RU2729303C1 (ru) | 2019-11-12 | 2019-11-12 | Способ нагрева потока жидкости в нефтяной скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019136385A RU2729303C1 (ru) | 2019-11-12 | 2019-11-12 | Способ нагрева потока жидкости в нефтяной скважине |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2729303C1 true RU2729303C1 (ru) | 2020-08-05 |
Family
ID=72085966
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019136385A RU2729303C1 (ru) | 2019-11-12 | 2019-11-12 | Способ нагрева потока жидкости в нефтяной скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2729303C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4616705A (en) * | 1984-10-05 | 1986-10-14 | Shell Oil Company | Mini-well temperature profiling process |
| RU2166615C1 (ru) * | 1999-10-11 | 2001-05-10 | Самгин Юрий Сергеевич | Способ депарафинизации нефтегазовых скважин и установка для его осуществления |
| RU2248442C1 (ru) * | 2003-09-10 | 2005-03-20 | Мельников Виктор Ильич | Способ и устройство ликвидации и предотвращения образования отложений и пробок в нефтегазодобывающих скважинах |
| RU2438006C1 (ru) * | 2010-04-09 | 2011-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Способ борьбы с парафиновыми отложениями в нефтегазовых скважинах |
| RU2455461C1 (ru) * | 2010-11-15 | 2012-07-10 | Алексей Михайлович Клишковский | Способ нагрева потока жидкости в нефтегазовой скважине и установка для его осуществления |
-
2019
- 2019-11-12 RU RU2019136385A patent/RU2729303C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4616705A (en) * | 1984-10-05 | 1986-10-14 | Shell Oil Company | Mini-well temperature profiling process |
| RU2166615C1 (ru) * | 1999-10-11 | 2001-05-10 | Самгин Юрий Сергеевич | Способ депарафинизации нефтегазовых скважин и установка для его осуществления |
| RU2248442C1 (ru) * | 2003-09-10 | 2005-03-20 | Мельников Виктор Ильич | Способ и устройство ликвидации и предотвращения образования отложений и пробок в нефтегазодобывающих скважинах |
| RU2438006C1 (ru) * | 2010-04-09 | 2011-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Способ борьбы с парафиновыми отложениями в нефтегазовых скважинах |
| RU2455461C1 (ru) * | 2010-11-15 | 2012-07-10 | Алексей Михайлович Клишковский | Способ нагрева потока жидкости в нефтегазовой скважине и установка для его осуществления |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2006255609B2 (en) | Pipes, systems, and methods for transporting fluids | |
| Zargar et al. | Analytical modelling of steam chamber rise stage of Steam-Assisted Gravity Drainage (SAGD) process | |
| GB2419905A (en) | Enhancing flow through a well pump | |
| EP3169867B1 (en) | A hydrocarbon heating system | |
| Rogachev et al. | Justification of a comprehensive technology for preventing the formation of asphalt-resin-paraffin deposits during the production of highly paraffinic oil by electric submersible pumps from multiformation deposits | |
| US9957783B2 (en) | Technique for production enhancement with downhole monitoring of artificially lifted wells | |
| Tang et al. | Modeling of yield-power-law fluid flow in a partially blocked concentric annulus | |
| WO2018084992A1 (en) | Prediction of methane hydrate production parameters | |
| RU2729303C1 (ru) | Способ нагрева потока жидкости в нефтяной скважине | |
| Takacs | How to improve poor system efficiencies of ESP installations controlled by surface chokes | |
| RU2700358C1 (ru) | Способ и система для оптимизации добавления понижателя вязкости в нефтяную скважину, содержащую внутрискважинный насос | |
| GB2611428A (en) | A method of modelling a production well | |
| Danilovic et al. | Device for more efficient production of heavy oil | |
| RU2720848C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками | |
| Ismail et al. | Determination of the best-fit multiphase flow correlation for high water-cut wells using prosper | |
| Mathews | Fluid flow and heat transfer in the top hat oil recovery system | |
| RU2254461C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| RU2766996C1 (ru) | Способ борьбы с образованием асфальтосмолопарафиновых отложений при добыче высокозастывающей аномальной нефти | |
| Ivanova et al. | The Efficiency of Use of Heating Cables in Wells of Complicated Stock. | |
| Chung et al. | Latest development and project utilization of heater cable in ESP production system | |
| RU2581071C1 (ru) | Способ разработки залежи углеводородных флюидов | |
| Gopang et al. | Parametric Investigation of Gas Condensate Mobility versus Permeability in Multiphase Flow Reservoirs | |
| Volkov et al. | Improving the method for estimating the deposit depth of asphalt-resin-paraffin oil components in the tubing of oil production wells (Russian) | |
| Bolarinwa | A study of two-phase gas-liquid flow with viscous oil in a vertical pipe and annuli channel | |
| RU2247225C1 (ru) | Способ теплоизоляции устьевой зоны добывающей скважины в многолетнемерзлых породах |