RU2310743C1 - Method for thermal oil reservoir treatment - Google Patents
Method for thermal oil reservoir treatment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2310743C1 RU2310743C1 RU2006104735/03A RU2006104735A RU2310743C1 RU 2310743 C1 RU2310743 C1 RU 2310743C1 RU 2006104735/03 A RU2006104735/03 A RU 2006104735/03A RU 2006104735 A RU2006104735 A RU 2006104735A RU 2310743 C1 RU2310743 C1 RU 2310743C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- injection
- well
- heat
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 27
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 26
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims abstract description 3
- 210000003169 central nervous system Anatomy 0.000 claims description 3
- 238000003780 insertion Methods 0.000 claims 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 11
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 9
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 abstract description 2
- 239000008236 heating water Substances 0.000 abstract 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 230000017525 heat dissipation Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 150000002506 iron compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000003245 working effect Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к тепловому воздействию на нефтяные пласты с целью увеличения их нефтеотдачи и увеличения срока продолжительности фонтанирования нефтяных скважин.The invention relates to oil production, in particular to thermal effects on oil reservoirs in order to increase their oil recovery and increase the duration of the duration of the flowing of oil wells.
Сущность всех тепловых методов воздействия на нефтяные пласты состоит в том, что при нагреве породы пласта и заполняющей ее жидкости снижаются вязкость пластовой нефти и поверхностное натяжение на границе "нефть - порода", уменьшается действие адсорбционных сил. Этим самым создаются условия для наиболее полного вытеснения нефти из пор пласта. Считается, что тепловое воздействие на нефтяные пласты имеет самое перспективное будущее среди прочих методов повышения их нефтеотдачи (В.Н.Муравьев. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М. Недра. 1973 г. стр.96-97).The essence of all thermal methods for influencing oil reservoirs is that when the formation rock and the fluid filling it are heated, the viscosity of the reservoir oil and surface tension at the oil-rock interface decrease, and the effect of adsorption forces decreases. This creates the conditions for the most complete displacement of oil from the pores of the reservoir. It is believed that the thermal effect on oil reservoirs has the most promising future among other methods of increasing their oil recovery (V.N. Muraviev. Operation of oil and gas wells. M. Nedra. 1973, pp. 96-97).
Тепловое воздействие на нефтяной пласт может быть осуществлено различными способами: 1) газификацией пласта, т.е. созданием в пласте внутрипластового передвижного очага горения (ВДОГ), поддерживаемого непрерывной подачей воздуха или газовоздушной смеси с поверхности; 2) закачкой в пласт горячей воды, пара и других теплоносителей.The thermal effect on the oil reservoir can be carried out in various ways: 1) gasification of the reservoir, i.e. the creation in the reservoir of an in-situ mobile hotbed of combustion (VDOG), supported by a continuous supply of air or gas-air mixture from the surface; 2) the injection into the reservoir of hot water, steam and other coolants.
Для повышения нефтеотдачи несомненно целесообразно увеличивать температуру всего нефтеносного пласта. Этот вывод можно сделать, анализируя влияние теплового воздействия на физические свойства жидкостей в местах их залегания (воздействие на динамическую вязкость, плотность, на межфазные взаимодействия). Первое, что можно предложить для решения данной задачи, - это нагнетание нагретой жидкости. Необходимо заметить, что вода обладает замечательным свойством переносить гораздо большее количество тепла, приходящегося на единицу массы, чем любая другая жидкость в том же агрегатном состоянии (жидком или газообразном). (Ж.Бурже. П.Сурио. М.Комбарну. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М., Недра. 1988 г. Стр.74).To increase oil recovery, it is undoubtedly advisable to increase the temperature of the entire oil reservoir. This conclusion can be drawn by analyzing the influence of thermal effects on the physical properties of liquids in their places of occurrence (effects on dynamic viscosity, density, on interfacial interactions). The first thing that can be proposed to solve this problem is the injection of a heated liquid. It should be noted that water has the remarkable property of transferring much more heat per unit mass than any other liquid in the same state of aggregation (liquid or gaseous). (J. Bourget. P. Surio. M. Combarnu. Thermal methods of enhanced oil recovery. M., Nedra. 1988, p. 74).
Известен способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти (см. патент РФ №2199656 от 20.02.2003), при которой бурят ряды вертикально нагнетательных и добывающих скважин. Вдоль рядов вертикальных скважин бурят горизонтальные скважины. В горизонтальные скважины периодический закачивают теплоноситель, например пар. Отбирают нефть из вертикальных добывающих и вертикальных нагнетательных скважин. В период прекращения закачки пара ведут отбор нефти из горизонтальных скважин, которые являются источником прорыва пара в вертикальные скважины. После выработки пласта в районе призабойных зон всех скважин переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины. Одновременно отбирают нефть из остальных скважин. Перед площадной закачкой вытесняющего агента горизонтальные скважины, расположенные вблизи вертикальных нагнетательных скважин, заполняют изолирующим составом, например гелеобразующим.A known method of thermal exposure to a reservoir of highly viscous oil (see RF patent No. 2199656 of 02.20.2003), in which rows of vertically injection and production wells are drilled. Horizontal rows are drilled along rows of vertical wells. In horizontal wells, a coolant, such as steam, is periodically pumped. Oil is taken from vertical producing and vertical injection wells. During the termination of steam injection, oil is taken from horizontal wells, which are a source of steam breakthrough into vertical wells. After the development of the reservoir in the area of the bottom-hole zones of all the wells, they transfer to areal injection of a displacing agent, for example, water, into vertical injection wells. At the same time, oil is taken from the remaining wells. Before the areal injection of the displacing agent, horizontal wells located near the vertical injection wells are filled with an insulating composition, for example, a gel-forming one.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому относится способ разработки нефтяного пласта (см. патент РФ №2199004 от 20.02.2003), выбранный в качестве прототипа. Этот способ включает проходку горных выработок ниже нефтяного пласта, бурение из нее пологовосстающих нагнетательных и добывающих скважин по нефтяному пласту, чередование закачки пара в нагнетательные скважины с отбором нефти из добывающих скважин. Согласно изобретению в период закачки пара в нагнетательные скважины, при снижении их приемистости, периодически отбирают жидкость из добывающих скважин до восстановления приемистости нагнетательных скважин. После повышения температуры пласта по сравнению с текущей, например, на 20-30°С закачку пара прекращают. Начинают непрерывный отбор нефти из добывающих скважин. При снижении добычи нефти периодический закачивают в начальной стадии разработки пар. На поздней стадии закачивают попутно добываемую воду в нагнетательные скважины.Closest to the technical nature of the claimed method relates to the development of an oil reservoir (see RF patent No. 2199004 from 02.20.2003), selected as a prototype. This method includes driving the mine workings below the oil reservoir, drilling from it shallow injection and production wells through the oil reservoir, alternating steam injection into the injection wells with the selection of oil from the producing wells. According to the invention, during the period of steam injection into injection wells, with a decrease in their injectivity, liquid is periodically withdrawn from the producing wells until the injectivity of the injection wells is restored. After increasing the temperature of the reservoir compared to the current one, for example, by 20-30 ° C, steam injection is stopped. They begin the continuous selection of oil from production wells. With a decrease in oil production, periodic steam is injected in the initial stage of development of steam. At a late stage, incidentally produced water is pumped into injection wells.
Недостатками этих способов являются затраты на дополнительное бурение скважин, значительные потери тепла по стволам скважин и сложность технологии.The disadvantages of these methods are the costs of additional well drilling, significant heat loss along the wellbores and the complexity of the technology.
Целью предлагаемого изобретения является существенное снижение затрат при тепловом воздействии на нефтяной пласт, повышение нефтеотдачи и увеличение срока фонтанирования нефтяных скважин.The aim of the invention is to significantly reduce costs when exposed to thermal effects on the oil reservoir, increase oil recovery and increase the duration of the flowing of oil wells.
Сущность предлагаемого способа теплового воздействия на нефтяной пласт заключается в использовании эффекта тепловыделения при дросселировании и кавитации высоких давлений, создаваемых центробежными насосами (далее ЦНС) в системе поддержания пластового давления и глубинных насосов в системе добычи нефти. Расчет количества тепла, выделяемого при дросселировании давлений в нагнетательных и добывающих скважинах, можно определить, применяя формулуThe essence of the proposed method of thermal impact on the oil reservoir is to use the effect of heat during throttling and cavitation of high pressures created by centrifugal pumps (hereinafter CNS) in the system for maintaining reservoir pressure and deep pumps in the oil production system. The calculation of the amount of heat generated during pressure throttling in injection and production wells can be determined using the formula
где
μ - динамическая вязкость. Па·сек;μ is the dynamic viscosity. Pa · sec;
ρ, ρ15 - плотность, кг/м3;ρ, ρ 15 - density, kg / m 3 ;
С - теплоемкость перекачиваемой жидкости, Дж/кг °С;C is the heat capacity of the pumped liquid, J / kg ° C;
λн - коэффициент теплопроводности, Дж/м °С;λ n - thermal conductivity, J / m ° C;
t - рабочая температура до процесса дросселирования;t is the operating temperature before the throttling process;
ΔР - величина дросселируемого давления, Па.ΔР - throttle pressure value, Pa.
Расчеты и практика показывают, что при явлениях дросселирования давлений и кавитации выделяется значительное количество теплоты. Calculations and practice show that with the phenomena of pressure throttling and cavitation, a significant amount of heat is released.
К воде, предназначенной для закачки в пласт, предъявляются определенные требования и главное из них: вода должна быть по возможности чистой и не содержать больших количеств механических примесей и соединений железа. (В.М.Муравьев "Эксплуатация нефтяных скважин", стр.183). Поэтому предлагаемый способ теплового воздействия на тепловой пласт обладает более значительным тепловым эффектом.Certain requirements are imposed on the water intended for injection into the formation, and the most important of them: the water should be as clean as possible and not contain large quantities of mechanical impurities and iron compounds. (V.M. Muravyov, “Operation of Oil Wells,” p. 183). Therefore, the proposed method of thermal effects on the thermal reservoir has a more significant thermal effect.
Предлагаемое устройство для теплового воздействия на пласт представляет собой вставку в колонну НКТ нагнетательной скважины и состоит из двух концентрически расположенных труб длиной 8000 мм, диаметр зависит от обсадной колонны. Внутренняя труба, в которой движется основной поток нагнетаемой воды, перфорирована определенными расчетными диаметрами по длине. Часть нагнетаемой воды, проходя через перфорированную внутреннюю трубу, поступает, нагреваясь в полость между внутренней и наружной трубой, и направляется в нижнюю часть устройства. В полости между труб установлены завихрители потока, способствующие дополнительному выделению теплоты. Система отверстий и внутренних сопротивлений, расположенных в полости между трубами, рассчитана так, чтобы осуществлялся максимальный перепад давлений, что является условием более полного тепловыделения кавитирующей воды. В нижнем конце устройства расположен эжекторный струйный насос, прием которого соединен с полостью двух труб устройства. Стекающая горячая вода отсасывается через эжектор основным потоком закачиваемой воды, которая, смешиваясь, получает тепло. Кроме этого, поток воды получает тепло от горячих стенок внутренней трубы. Учитывая, что давление, создаваемое насосами ЦНС в системе поддержания пластового давления, достигает 250 кгс/см2 и более, а вязкость закачиваемой воды с увеличением давления возрастает, то при явлениях дросселирования и кавитации в этих условиях количество выделяемой теплоты достигает значительных величин. Производительность кустовой насосной составляет 180 м3/час, которая распределяется в среднем по 20 скважинам. Расход воды на одну скважину составляет 9 м3/час. Рассчитаем количество теплоты и мощность одного теплогенератора при прокачке 2 м3 воды по формулеThe proposed device for thermal action on the formation is an insert into the tubing string of the injection well and consists of two concentrically arranged pipes with a length of 8000 mm, the diameter depends on the casing string. The inner pipe, in which the main flow of injected water moves, is perforated with certain design diameters along the length. Part of the injected water, passing through the perforated inner pipe, enters, heating in the cavity between the inner and outer pipes, and is sent to the lower part of the device. Flow swirls are installed in the cavity between the pipes, contributing to additional heat generation. The system of holes and internal resistances located in the cavity between the pipes is designed so that a maximum pressure drop is achieved, which is a condition for more complete heat release of cavitating water. At the lower end of the device is an ejector jet pump, the reception of which is connected to the cavity of the two pipes of the device. Flowing hot water is sucked through the ejector by the main stream of injected water, which, when mixed, receives heat. In addition, the water flow receives heat from the hot walls of the inner pipe. Considering that the pressure created by the central nervous system pumps in the reservoir pressure maintenance system reaches 250 kgf / cm 2 or more, and the viscosity of the injected water increases with increasing pressure, under the conditions of throttling and cavitation under these conditions, the amount of generated heat reaches significant values. The productivity of the well pumping station is 180 m 3 / h, which is distributed on average over 20 wells. Water consumption per well is 9 m 3 / hour. We calculate the amount of heat and the power of one heat generator when pumping 2 m 3 of water according to the formula
Q=c·m·(t2-t1),Q = cm (t 2 -t 1 ),
где Q - количество теплоты,where Q is the amount of heat
с - удельная теплоемкость воды, равная 4200 Дж/кг град,s - specific heat of water equal to 4200 J / kg deg,
m - количество воды, кг,m is the amount of water, kg
t2-t1 - разность температур, °С.t 2 -t 1 is the temperature difference, ° C.
Q=4200·2000·80=6,92·105 кДж≈200 кВт·ч,Q = 4200 · 2000 · 80 = 6.92 · 10 5 kJ≈200 kW · h
т.е. один теплогенератор, установленный в нагнетательной скважине, может поднять температуру объема закачиваемой воды на 25-30°С. При необходимости получения большей мощности тепловыделения можно применить два или более устройств.those. one heat generator installed in the injection well can raise the temperature of the volume of injected water by 25-30 ° C. If it is necessary to obtain greater heat dissipation power, two or more devices may be used.
При работе устройств в скважинах имеются определенные потери давления на эжекторный насос, но при устоявшемся режиме эксплуатации скважину можно рассматривать как условно замкнутую систему. То есть насосы создают постоянно действующее давление в каждой точке скважины, а тепло, выделяемое теплогенератором, будет способствовать восстановлению потерь давления в зоне нагнетания воды в пласт за счет термического расширения воды, что сводит потери давления от применения предлагаемого изобретения до минимума.When devices are operating in wells, there are certain pressure losses on the ejector pump, but with a well-established operating mode, the well can be considered as a conditionally closed system. That is, the pumps create a constantly operating pressure at each point of the well, and the heat generated by the heat generator will help restore pressure losses in the zone of water injection into the reservoir due to thermal expansion of water, which reduces pressure loss from the application of the invention to a minimum.
При разработке месторождении, особенно в начальный период, предлагаемое изобретение целесообразно использовать и в добывающих скважинных для нагрева нефти в зоне перфорации. Известно, что основным условием фонтанирования нефтяных скважин является превышение давления в забое, давления насыщения газа нефтью. Поэтому использование предлагаемого устройства в добывающих скважинах при содержании незначительных и достаточно мелких фракций песка в добываемой нефти вследствие теплового расширения содержащихся в нефти газов приводит к увеличению срока фонтанирования скважин. При этом в добывающей скважине эжекторный насос располагается в верхней части теплогенератора. А сам теплогенератор устанавливается в колонну НКТ ближе к зоне перфорации пласта. Если содержание песка значительно, то применяются меры к осаждению песка.When developing a field, especially in the initial period, it is advisable to use the present invention in production wells for heating oil in the perforation zone. It is known that the main condition for the flowing of oil wells is the excess pressure in the bottomhole, the pressure of gas saturation with oil. Therefore, the use of the proposed device in production wells containing minor and sufficiently small fractions of sand in the produced oil due to thermal expansion of the gases contained in the oil leads to an increase in the duration of well flowing. At the same time, in the production well, the ejector pump is located in the upper part of the heat generator. And the heat generator itself is installed in the tubing string closer to the formation perforation zone. If the sand content is significant, then sand deposition measures are applied.
В существующих способах закачки воды в нефтяные пласты, вода, проходя по стволу скважины, особенно в зимний период или в районах вечной мерзлоты, охлаждается и способствует понижению температуры пласта, поэтому температура пластов месторождений поздней стадии разработки составляет всего 24-34 градусов Цельсия. А в случае подогрева горячей нефтью или паром добывающей скважины, значительное количество тепла уходит на нагрев всего ствола скважины.In existing methods of pumping water into oil reservoirs, water passing through the wellbore, especially in winter or in permafrost regions, is cooled and helps to lower the reservoir temperature, so the temperature of the reservoirs of the late development stage is only 24-34 degrees Celsius. And in the case of heating a hot well with hot oil or steam, a significant amount of heat is spent on heating the entire wellbore.
Поэтому положительный эффект предлагаемого изобретения состоит в том, что устройства для получения тепла от дросселируемого давления и кавитации потока располагаются близко или непосредственно перед зоной воздействия и подаваемое тепло не расходуется на потери по стволу скважины, а скважины не требуется теплоизолировать. Устройство просто в изготовлении, а способ по сравнению с применяемыми не требует существенных затрат, применим для любых месторождений, не зависит от глубины залегания пласта, предохраняет от осложнений в зимний период эксплуатации и экологически безопасен.Therefore, the positive effect of the invention is that the devices for receiving heat from the throttled pressure and cavitation of the flow are located close to or directly in front of the impact zone and the heat supplied is not spent on losses along the wellbore, and the well does not need to be insulated. The device is easy to manufacture, and the method compared to the ones used does not require significant costs, is applicable for any fields, does not depend on the depth of the formation, protects against complications in the winter period of operation and is environmentally friendly.
Применение предлагаемого способа теплового воздействия позволит повысить нефтеотдачу пластов.The application of the proposed method of thermal exposure will increase oil recovery.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006104735/03A RU2310743C1 (en) | 2006-02-15 | 2006-02-15 | Method for thermal oil reservoir treatment |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006104735/03A RU2310743C1 (en) | 2006-02-15 | 2006-02-15 | Method for thermal oil reservoir treatment |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006104735A RU2006104735A (en) | 2007-09-10 |
| RU2310743C1 true RU2310743C1 (en) | 2007-11-20 |
Family
ID=38597791
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006104735/03A RU2310743C1 (en) | 2006-02-15 | 2006-02-15 | Method for thermal oil reservoir treatment |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2310743C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2382878C1 (en) * | 2008-09-22 | 2010-02-27 | Николай Борисович Болотин | Device for hot water injection into well |
| RU2399754C1 (en) * | 2009-09-11 | 2010-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Heavy or bituminous oil production method |
| RU2438005C1 (en) * | 2010-07-02 | 2011-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Freezing control method of wellhead equipment of water-injection wall, and valve for its implementation |
| RU2657312C1 (en) * | 2017-06-20 | 2018-06-13 | Акционерное общество "РИМЕРА" (АО "РИМЕРА") | Method for oil production |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5174377A (en) * | 1990-09-21 | 1992-12-29 | Chevron Research And Technology Company | Method for optimizing steamflood performance |
| SU793026A1 (en) * | 1979-08-10 | 1996-01-27 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method of developing oil pool |
| RU2060378C1 (en) * | 1993-04-06 | 1996-05-20 | Александр Константинович Шевченко | Method for developing oil stratum |
| RU2066744C1 (en) * | 1993-06-17 | 1996-09-20 | Александр Константинович Шевченко | Method for intensification of oil recovery |
| RU2085716C1 (en) * | 1994-09-30 | 1997-07-27 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for development of oil deposit |
| RU2187632C2 (en) * | 2000-11-13 | 2002-08-20 | Поляков Виктор Иванович | Method and device for oil withdrawal from pool |
| RU2199004C2 (en) * | 2001-01-19 | 2003-02-20 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of oil formation development |
-
2006
- 2006-02-15 RU RU2006104735/03A patent/RU2310743C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU793026A1 (en) * | 1979-08-10 | 1996-01-27 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method of developing oil pool |
| US5174377A (en) * | 1990-09-21 | 1992-12-29 | Chevron Research And Technology Company | Method for optimizing steamflood performance |
| RU2060378C1 (en) * | 1993-04-06 | 1996-05-20 | Александр Константинович Шевченко | Method for developing oil stratum |
| RU2066744C1 (en) * | 1993-06-17 | 1996-09-20 | Александр Константинович Шевченко | Method for intensification of oil recovery |
| RU2085716C1 (en) * | 1994-09-30 | 1997-07-27 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for development of oil deposit |
| RU2187632C2 (en) * | 2000-11-13 | 2002-08-20 | Поляков Виктор Иванович | Method and device for oil withdrawal from pool |
| RU2199004C2 (en) * | 2001-01-19 | 2003-02-20 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of oil formation development |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2382878C1 (en) * | 2008-09-22 | 2010-02-27 | Николай Борисович Болотин | Device for hot water injection into well |
| RU2399754C1 (en) * | 2009-09-11 | 2010-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Heavy or bituminous oil production method |
| RU2438005C1 (en) * | 2010-07-02 | 2011-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Freezing control method of wellhead equipment of water-injection wall, and valve for its implementation |
| RU2657312C1 (en) * | 2017-06-20 | 2018-06-13 | Акционерное общество "РИМЕРА" (АО "РИМЕРА") | Method for oil production |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2006104735A (en) | 2007-09-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102852496B (en) | A method for producing medium-deep heavy oil reservoirs | |
| RU2334095C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| RU2522369C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones | |
| SU1082332A3 (en) | Method for working oil deposits | |
| CN102076930B (en) | Method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| CN103717831B (en) | Apparatus and method for recovering hydrocarbons | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| CA2766838C (en) | Enhancing the start-up of resource recovery processes | |
| RU2527972C1 (en) | Method (versions) and control system of operating temperatures in wellbore | |
| CA2815737C (en) | Steam assisted gravity drainage with added oxygen geometry for impaired bitumen reservoirs | |
| CN103917744A (en) | Vapor flooding with oxygen, and periodic steam stimulation with oxygen | |
| CA3080196A1 (en) | Heavy oil steam injection method using downhole supercritical water combustion | |
| EA024367B1 (en) | Process and apparatus for enhancing recovery of hydrocarbons from wells | |
| CN108026766A (en) | Mobile injection gravity drainage for heavy oil recovery | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| CN114482955A (en) | Method for improving deep thickened oil exploitation efficiency by underground crude oil cracking modification | |
| RU2191895C1 (en) | Method of increasing oil recovery from formation | |
| Sun et al. | Enhance offshore heavy oil recovery by cyclic steam-gas-chemical co-stimulation | |
| CN111173480B (en) | Natural gas hydrate exploitation method | |
| RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
| US3707189A (en) | Flood-aided hot fluid soak method for producing hydrocarbons | |
| RU2310743C1 (en) | Method for thermal oil reservoir treatment | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| CA2935652C (en) | Heavy oil extraction using liquids swept along by gas |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090216 |