1. Процесс исследований и разработок
1.1 Первое поколение дизеля в 2004 году.
1.1.1 Независимые исследования и разработки
1.1.2 Заполнение внутреннего технического зазора.
1.1.3 Воздух и дизельное топливо
1.1.4 Энергосбережение и защита окружающей среды
1.1.5 600Нм³/ч
1.2 Взрывобезопасное дизельное топливо второго поколения в 2008 году.
1.2.1 Взрывозащитная функция
1.2.2 Полностью автоматический контроль
1.2.3 Уровень безопасности сертифицирован международным классификационным обществом.
1.2.4 1200 ~ 2400 Нм3/ч
1.3 Третье поколение природного газа взрывозащищенного типа в 2011 году.
1.3.1 Тип воздушного газа
1.3.2 Дистанционное интеллектуальное управление
1.3.3 Множественная безопасность
1.4 Четвертое поколение двигателей с чистым кислородом + сточные воды в 2015 году.
1.4.1 Чистый кислородный двигатель.
1.4.2 Двигатель сточных вод
1.4.3 Международный стандарт производства нефтепромыслового оборудования.
1.4.4 9600Нм3/ч
1.5 Ситуация с применением
2. Презентация продукта
Используя принцип запуска ракеты, топливо   (дизельное топливо, сырая нефть или природный газ)   и воздух   впрыскиваются в генератор для сжигания, пар, азот и углекислый газ состоят из многотемпературной жидкости высокой температуры и высокого давления, которая может широко использоваться при разработке месторождений тяжелой нефти. 
2.1 Три в одном
Теоретически: Многотемпературный жидкостный генератор 12 т / ч = Паровой котел 5,9 т / ч + Установка разделения воздуха 4,7 т N2 / ч + Устройство для сбора CO2 1,4 т / ч
2.2 Классификация продукции
Выходная мощность: один генератор, двойной генератор, три генератора и четыре генератора (масса теплоносителя одного генератора 3 т / ч)
Диапазон давления: 20МПа, 30МПа, 35МПа, 50МПа
По типу топлива: тип дизеля, тип природного газа, тип сырой нефти.
Тип использования воды: мягкая вода, сточные воды.
3. Принцип увеличения производства
3.1 Пар
3.1.1 Высвободить высокую скрытую тепловую энергию и снизить вязкость нефти.
3.1.2 Нагреть жидкость, чтобы расширить и увеличить энергию пласта.
3.1.3. Несущая пробка и улучшение состояния просачивания.
3.2 N₂
3.2.1. Низкая теплопроводность и потеря тепловой энергии.
3.2.2 Сверхвысокая сжимаемость, увеличение энергии нефтяного слоя.
3.2.3 Отрегулировать профиль впуска и увеличить объем продувки паром.
3.3 CO₂
3.3.1 Снизить межфазное натяжение нефти и воды и повысить эффективность вытеснения нефти.
3.3.2 Растворить карбонатную матрицу и улучшить структуру порового канала
3.3.3. Растворить в вязкости и расширить энергию.
3.4 Синергетический эффект (1.1 + 1.2 + 1.3)
3.4.1 Расширить радиус использования резервов.
3.4.2 Продлить период термического восстановления.
3.4.3. Повысить эффективность цикла производительности.
4. Технические преимущества
4.1 Высокая тепловая эффективность: Эффективность составляет 97-99%.
4.2 Охрана окружающей среды: Все продукты сгорания закачиваются под землю, сокращая выбросы парниковых газов и токсичных газов.
4.3 Интеграция: Оборудование установлено в соответствии со стандартным размером контейнера, и оборудование высоко автоматизировано.
4.4 Диверсификация по типу топлива: дизельное топливо, природный газ, сырая нефть;
4.5 Выходное смещение постепенно увеличивается: 1200 Нм3/ч, 2400 Нм3/ч и 9600 Нм3/ч (количество воздуха);
4.6 Предварительная сериализация продукта;
4.7. Продукт соответствует требованиям отечественной и зарубежной эксплуатации.
5. Условия применения
6. Эффекты применения
С 2005 года на нефтяных месторождениях Дацин компании «Petro China», Туха, Синцзян, Шенгли компании «Sinopec» и CNOOC Бохай, и было сделано более 300 скважин. Технология многотемпературного разогрева текучей среды постепенно совершенствуется от геологического проектирования, инженерного проектирования, технического оборудования, поддержки процесса и строительства на площадки до зрелости.
Случай 1: В соответствии с характеристиками технологии многотемпературного разогрева жидкости, месторождение CNOOC на Бохайском месторождении использует технологию многотемпературного разогрева жидкости для осуществления разработки блока, и на нам был достигнут значительный прорыв в проекте термического восстановления тяжелой нефти в море.Эффект стимулирования скважины B28h
Скважина B28h начала производство после завершения закачки 13 февраля 2010 г. Пик суточной добычи нефти 128м³. Это эквивалентно 58,7% от общей суточной добычи 20 скважин на той же платформе. 31 мая 2011 года общая добыча была 470 дней, а накопленная добыча нефти составила 34052,91 м³, а совокупная добыча нефти - 21949,19 м³.

Случай 2: Нефтеперерабатывающий завод Синьцзянской нефтяной компании контролирует затраты и обеспечивает стабильную добычу, а разработка блока осуществляется с использованием технологии термической добычи многопоточных тепловых потоков.
Сравнение эффекта многотемпературной закачки текучей среды с обычным впрыском пара. (Типичные колодцы) 

Кривая месячной добычи нефти по скважине HD45328 (скважина с 5 циклами)

 Кривая месячной добычи нефти по скважине H45299 (скважина с 5 циклами) 
Кривая месячной добычи нефти по скважине H83038 (скважина с 7 циклами) 
 Кривая месячной добычи нефти по скважине H83039 (скважина с 9 циклами) 


Принцип выбора скважины - это скважина, у которой тот же уровень, аналогичное свойство пласта и отсутствие мер по увеличению нефтедобычи. 
 Оценка экономических выгод ( 2016-2017 года) 
Суточная выработка                                                                                                   

  Цикл производства
Соотношение ввода-выводаСтоимость эксплуатации на тонну нефти

В случае 15 скважин с непрерывной стабильной работой нефтедобывающего завода Синьцзянской нефтяной компании коэффициент ввода-вывода составляет более 2,1, а эксплуатационные затраты на добычу тонн нефти на площадке снижаются на 27,8%.