RU2181159C1 - Complex for development of hydrocarbon feedstock (variants) - Google Patents
Complex for development of hydrocarbon feedstock (variants) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2181159C1 RU2181159C1 RU2001106911A RU2001106911A RU2181159C1 RU 2181159 C1 RU2181159 C1 RU 2181159C1 RU 2001106911 A RU2001106911 A RU 2001106911A RU 2001106911 A RU2001106911 A RU 2001106911A RU 2181159 C1 RU2181159 C1 RU 2181159C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- power plant
- complex according
- communicate
- outlet
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 24
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 24
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 19
- 238000011161 development Methods 0.000 title description 26
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 202
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 58
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 57
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 44
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 44
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 33
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 29
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 29
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 21
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 claims description 16
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 8
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 8
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 7
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 47
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 72
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 24
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 15
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 13
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 13
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 9
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 8
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 8
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 6
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 3
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 229940063664 carbon dioxide 10 % Drugs 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940062097 nitrogen 90 % Drugs 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, при разработке нефтяных, газонефтяных и газоконденсатных месторождений. The invention relates to the oil and gas industry and can be used, in particular, in the development of oil, gas and oil and gas condensate fields.
Известен комплекс для добычи высоковязкой нефти, содержащий щелевой струйный компрессор, соединенный трубопроводами с парогенератором. Вырабатываемые в парогенераторе пар и дымовые газы смешиваются в струйном компрессоре. Образующуюся на выходе струйного компрессора парогазовую смесь по трубопроводам подают к нагнетательным скважинам /см. патент на изобретение 2046933 кл. Е 21 В 43/24, опуб. 27.10.95/. A known complex for the production of highly viscous oil containing a slotted jet compressor connected by pipelines to a steam generator. The steam and flue gases generated in the steam generator are mixed in a jet compressor. The vapor-gas mixture formed at the outlet of the jet compressor is piped to the injection wells / cm. patent for invention 2046933 C. E 21 B 43/24, publ. 10.27.95 /.
К недостаткам известного комплекса можно отнести то, что не решен вопрос электроснабжения промыслового оборудования. The disadvantages of the known complex include the fact that the issue of power supply for field equipment has not been resolved.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является комплекс для третичной добычи нефти, который обеспечивает выработку энергии и воздействие на месторождение, разрабатываемое большим количеством скважин (соответственно не менее чем одной добывающей скважиной и не менее чем одной нагнетательной скважиной). Комплекс содержит выполненную с возможностью сообщения с добывающими скважинами (через сепаратор в виде газоотделителя) энергосиловую установку с электрическим генератором и выходом для отходящих газов (который выполнен с конвертирующим устройством), содержащую также высокотемпературный реактор, закрытый гелиевый контур, два парогенератора, реакционную печь, газодувку, подогреватель, тепловую турбину; нагнетательное устройство в виде насоса с паропреобразователем, выполненное с возможностью сообщения с нагнетательными скважинами /см. авт. свид. 1729300, кл. Е 21 В 43/24, опуб. 23.04.92/. The closest in technical essence and the achieved result is a complex for tertiary oil production, which provides energy production and impact on the field, developed by a large number of wells (respectively, at least one production well and at least one injection well). The complex comprises a power-generating unit configured to communicate with producing wells (through a separator in the form of a gas separator) with an electric generator and an outlet for exhaust gases (which is made with a converting device), which also contains a high-temperature reactor, a closed helium circuit, two steam generators, a reaction furnace, and a gas blower , heater, heat turbine; an injection device in the form of a pump with a steam converter, configured to communicate with injection wells / cm. author testimonial. 1729300, cl. E 21 B 43/24, publ. 04/23/92 /.
К недостаткам данного комплекса можно отнести значительные затраты топливно-энергетических ресурсов в высокотемпературном реакторе для получения пара и расщепления смеси пара и метана, что приводит к повышению энергоемкости (удельных затрат энергии) добычи нефти. The disadvantages of this complex include the significant expenditure of fuel and energy resources in a high-temperature reactor for producing steam and splitting a mixture of steam and methane, which leads to an increase in the energy intensity (specific energy consumption) of oil production.
Изобретение направлено на снижение энергоемкости (удельных затрат энергии) процесса при одновременном увеличении дебита добывающих скважин и нефтеотдачи при разработке нефтяных месторождений (соответственно конденсатоотдачи при разработке газоконденсатных месторождений), кроме этого, на увеличение количества выработанной электрической и тепловой энергии, снижение отрицательных экологических последствий процесса разработки месторождений углеводородного сырья. The invention is aimed at reducing the energy intensity (specific energy consumption) of the process while increasing the production rate of oil wells and oil recovery in the development of oil fields (respectively, condensate recovery in the development of gas condensate fields), in addition, to increase the amount of generated electric and thermal energy, reducing the negative environmental consequences of the development process hydrocarbon deposits.
Технический результат в первом из вариантов выполнения предлагаемого комплекса, включающем энергосиловую установку с электрическим генератором и выходом для отходящих газов, выполненную с возможностью сообщения не менее чем с одной добывающей скважиной, нагнетательное устройство, выход которого выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной нагнетательной скважиной, достигается за счет того, что энергосиловая установка содержит газовый двигатель, или газотурбинный двигатель, или газодизель с возможностью получения от любого из них отходящих газов, содержащих азот и двуокись углерода, причем вал электрического генератора механически связан с валом газового двигателя, или газотурбинного двигателя, или газодизеля, при этом выход для отходящих газов энергосиловой установки сообщен с входом нагнетательного устройства; комплекс снабжен сепаратором, при этом энергосиловая установка дополнительно сообщена не менее чем с одной добывающей скважиной через сепаратор. The technical result in the first embodiment of the proposed complex, which includes a power plant with an electric generator and an outlet for exhaust gases, configured to communicate with at least one production well, an injection device, the output of which is configured to communicate with at least one injection well , is achieved due to the fact that the power plant contains a gas engine, or a gas turbine engine, or a gas diesel with the possibility of receiving from any are waste gases containing carbon dioxide and nitrogen, wherein the shaft of the electric generator mechanically connected to the shaft of a gas engine or gas turbine engine, or a gas diesel engine, wherein the outlet for the exhaust gases of the power plant communicates with the inlet of the inflator; the complex is equipped with a separator, while the power plant is additionally communicated with at least one producing well through the separator.
Технический результат во втором из вариантов выполнения предлагаемого комплекса, включающем энергосиловую установку с электрическим генератором и выходом для отходящих газов, которая выполнена с возможностью сообщения не менее чем с одной добывающей скважиной через сепаратор, нагнетательное устройство, выход которого выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной нагнетательной скважиной, достигается за счет того, что энергосиловая установка содержит газовый двигатель, или газотурбинный двигатель, или газодизель с возможностью получения от любого из них отходящих газов, содержащих азот и двуокись углерода, причем вал электрического генератора механически связан с валом газового двигателя, или газотурбинного двигателя, или газодизеля, при этом выход для отходящих газов энергосиловой установки сообщен с входом нагнетательного устройства; энергосиловая установка дополнительно сообщена не менее чем с одной добывающей скважиной. The technical result in the second embodiment of the proposed complex, including a power plant with an electric generator and an outlet for exhaust gases, which is configured to communicate with at least one production well through a separator, an injection device, the output of which is configured to communicate with at least one injection well, is achieved due to the fact that the power plant contains a gas engine, or a gas turbine engine, or a gas diesel with Tew receipt of any of these exhaust gases, containing nitrogen and carbon dioxide, wherein the shaft of the electric generator mechanically connected to the shaft of a gas engine or gas turbine engine, or a gas diesel engine, wherein the outlet for the exhaust gases of the power plant communicates with the inlet of the inflator; the power plant is additionally communicated with at least one production well.
Кроме этого, в любом из вариантов выполнения комплекса технический результат достигается за счет того, что энергосиловая установка выполнена более чем с одним выходом для отходящих газов; нагнетательное устройство выполнено в виде компрессора; комплекс снабжен газгольдером, который выполнен с возможностью сообщения с входом нагнетательного устройства; комплекс снабжен насосом для нагнетания воды, выход которого выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной нагнетательной скважиной; комплекс снабжен блоком устройств подготовки газа, при этом энергосиловая установка сообщена не менее чем с одной добывающей скважиной и/или с сепаратором через блок устройств подготовки газа; комплекс снабжен котлом-утилизатором, при этом котел-утилизатор сообщен с выходом для отходящих газов энергосиловой установки; выход нагнетательного устройства выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной добывающей скважиной; комплекс снабжен устройством для разделения газов, которое выполнено с возможностью сообщения с нагнетательным устройством и не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки; комплекс снабжен блоком устройств очистки отходящих газов энергосиловой установки, который выполнен с возможностью сообщения с нагнетательным устройством и не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки; энергосиловая установка снабжена системой охлаждения с подсоединенным к ней теплообменником; блок устройств подготовки газа выполнен с возможностью сообщения с нагнетательным устройством; котел-утилизатор и/или теплообменник выполнены/выполнен с возможностью сообщения с нагнетательным устройством и/или с насосом. In addition, in any embodiment of the complex, the technical result is achieved due to the fact that the power plant is made with more than one outlet for exhaust gases; the discharge device is made in the form of a compressor; the complex is equipped with a gas holder, which is configured to communicate with the input of the discharge device; the complex is equipped with a pump for injecting water, the output of which is configured to communicate with at least one injection well; the complex is equipped with a block of gas treatment devices, while the power plant is connected to at least one production well and / or with a separator through the block of gas treatment devices; the complex is equipped with a waste heat boiler, while the waste heat boiler is in communication with the exhaust gas outlet of the power plant; the output of the injection device is configured to communicate with at least one producing well; the complex is equipped with a device for gas separation, which is configured to communicate with a discharge device and at least one outlet for the exhaust gases of the power plant; the complex is equipped with a block of exhaust gas purification devices of a power plant, which is configured to communicate with a discharge device and at least one outlet for exhaust gas of a power plant; the power plant is equipped with a cooling system with a heat exchanger connected to it; the block of gas preparation devices is configured to communicate with the discharge device; the waste heat boiler and / or heat exchanger is / is configured to communicate with a discharge device and / or with a pump.
Известно использование нагнетательного устройства, например компрессора для нагнетания в продуктивный пласт отходящих газов, в частности дымовых газов установок /см. , например, патент на изобретение 2046933, кл. Е 21 В 43/24, опуб. 27.10.95/. Однако вышеназванный технический результат не достигается, так как отсутствует связь парогенератора (в котором вырабатывается тепловая энергия) с добывающими скважинами или с сепаратором, при этом также не обеспечивается выработка электрической энергии. В прототипе /см. авт. свид. 1729300, кл. Е 21 В 43/24, опуб. 23.04.92/ имеется связь энергосиловой установки (содержащей электрический генератор) с добывающими скважинами (через сепаратор). Однако вышеназванный технический результат не достигается, в том числе потому, что отсутствует связь выхода для отходящих газов энергосиловой установки с нагнетательным устройством, и, как следствие, отходящие газы не используются для воздействия на залежь. В связи с этим для воздействия на залежь расходуется часть выработанной в энергосиловой установке тепловой энергии. Вышеназванный технический результат в вариантах выполнения предлагаемого комплекса достигается благодаря тому, что использование нагнетательного устройства, вход которого сообщен с выходом для отходящих газов энергосиловой установки с электрическим генератором, содержащей газовый двигатель, или газотурбинный двигатель, или газодизель, при этом выполненной с возможностью сообщения
- не менее чем с одной добывающей скважиной (в первом из вариантов выполнения предлагаемого комплекса);
- не менее чем с одной добывающей скважиной через сепаратор (во втором из вариантов выполнения предлагаемого комплекса), в совокупности с другими существенными признаками, указанными в формуле, позволит при закачке реагента (отходящих газов энергосиловой установки) через нагнетательные скважины в залежь повысить дебит добывающих скважин и нефтеотдачу при разработке нефтяных месторождений (соответственно конденсатоотдачу при разработке газоконденсатных месторождений), что увеличит подачу и количество газа,
- поступающего из добывающих скважин в энергосиловую установку с электрическим генератором (в первом из вариантов выполнения предлагаемого комплекса); поступающего из сепаратора в энергосиловую установку с электрическим генератором (во втором из вариантов выполнения предлагаемого комплекса);
- поступающего из сепаратора в энергосиловую установку с электрическим генератором (во втором из вариантов выполнения предлагаемого комплекса).It is known to use an injection device, for example, a compressor, for pumping off-gases, in particular flue gases of plants / cm, into a reservoir. for example, patent for invention 2046933, cl. E 21 B 43/24, publ. 10.27.95 /. However, the above technical result is not achieved, since there is no connection between the steam generator (in which thermal energy is generated) with production wells or with a separator, while the generation of electric energy is also not provided. In prototype / cm. author testimonial. 1729300, cl. E 21 B 43/24, publ. 04/23/92 / there is a connection of the power plant (containing an electric generator) with production wells (through a separator). However, the above technical result is not achieved, including because there is no connection between the outlet for the exhaust gases of the power plant and the discharge device, and, as a result, the exhaust gases are not used to affect the reservoir. In this regard, for the impact on the reservoir, a part of the thermal energy generated in the power plant is consumed. The above technical result in the embodiments of the proposed complex is achieved due to the fact that the use of a discharge device, the input of which is connected to the exhaust gas outlet of a power plant with an electric generator containing a gas engine, or a gas turbine engine, or gas diesel, with the possibility of communication
- at least one producing well (in the first embodiment of the proposed complex);
- with at least one production well through the separator (in the second embodiment of the proposed complex), in combination with other essential features specified in the formula, will allow increasing the production rate of the production wells when injecting the reagent (exhaust gas of the power plant) through the injection wells into the reservoir and oil recovery in the development of oil fields (respectively, condensate recovery in the development of gas condensate fields), which will increase the flow and amount of gas,
- coming from production wells into a power plant with an electric generator (in the first embodiment of the proposed complex); coming from the separator to a power plant with an electric generator (in the second embodiment of the proposed complex);
- coming from the separator into a power plant with an electric generator (in the second of the embodiments of the proposed complex).
Это соответственно обеспечит возможность повышения ее мощности (то есть мощности, генерируемой энергосиловой установкой), количества выработанной электрической и тепловой энергии, а также количества выработанного реагента. При этом увеличение подачи и количества газа (соответственно повышение мощности энергосиловой установки, увеличение выработки энергии и реагента), отделенного от добываемого флюида, обеспечивается не только из-за возрастания дебита скважин и количества флюида (то есть не только пропорционально изменению дебита скважин и количеству флюида), но и благодаря повышению газового фактора. В связи с этим повышение дебита добывающих скважин и нефтеотдачи (или конденсатоотдачи) и одновременное увеличение выработки электрической и тепловой энергии (и реагента) обеспечиваются при опережающем росте выработки электрической и тепловой энергии, а также реагента. This will accordingly provide the opportunity to increase its capacity (that is, the power generated by the power plant), the amount of generated electrical and thermal energy, as well as the amount of generated reagent. At the same time, an increase in the supply and quantity of gas (respectively, an increase in the power of the power plant, an increase in the production of energy and reagent), separated from the produced fluid, is provided not only due to an increase in the flow rate of the wells and the amount of fluid (i.e., not only in proportion to the change in the flow rate of the wells and the amount of fluid ), but also due to an increase in the gas factor. In this regard, an increase in the production rate of production wells and oil recovery (or condensate recovery) and a simultaneous increase in the production of electric and thermal energy (and reagent) are ensured with an accelerated increase in the production of electric and thermal energy, as well as reagent.
Рост газового фактора вызван тем, что при воздействии реагента (содержащего азот и двуокись углерода) на залежь происходит испарение части углеводородных компонентов /см., например, Мирсаяпова Л.И. Извлечение легких углеводородов из дегазированной нефти под действием СО2.// Геология, разработка нефтяных месторождений, физика и гидродинамика пласта./Труды ТатНИПИнефть. - Казань: Татарское книжное изд-во, 1973. Вып. 22, с. 233, с. 236, с. 238, Вахитов Г.Г., Намиот А.Ю., Скрипка В.Г. и др. Изучение вытеснения азотом на модели пласта при давлении до 70 МПа./Нефтяное хозяйство, 1985, 1 с. 37/. Например, увеличение газового фактора пластовых нефтей, полученное под действием двуокиси углерода, составляло 30-35%, а для трапных нефтей в пересчете на запасы месторождения соответствовало открытию нового месторождения попутного газа /см., например, Мирсаяпова Л.И. Извлечение легких углеводородов из дегазированной нефти под действием СО2.// Геология, разработка нефтяных месторождений, физика и гидродинамика пласта./Труды ТатНИПИнефть. - Казань: Татарское книжное изд-во, 1973. Вып. 22, с. 233, с. 236, с. 238/. Вместе с тем по мере закачки реагента в залежь будет также возрастать содержание азота и двуокиси углерода в газе, отделенном от добываемого флюида. Например, при нагнетании двуокиси углерода в нефтяные залежи возможно повышение ее содержания до 90% в попутных нефтяных газах через шесть месяцев после начала ее закачки /см., например, Schedel R.L. EOR+СО2=A gas processing challenge. //Oil and Gas Journal, 1982, Vol. 80, N 43, Oct. 25, p. 158/. Соответственно будет уменьшаться возможность воспламенения газа, забалластированного азотом и двуокисью углерода. Для обеспечения возможности сжигания газа, забалластированного азотом и двуокисью углерода, энергосиловая установка содержит газовый двигатель, или газотурбинный двигатель, или газодизель. В них производится воспламенение (и сгорание) смеси, находящейся под давлением. Это позволяет расширить пределы воспламенения смеси и соответственно обеспечить сжигание газа, содержащего достаточно большой процент азота и двуокись углерода. Например, концентрационные пределы воспламенения метановоздушной смеси при давлении 1 МПа и температуре 20oС расширяются примерно в 2 раза (за счет возрастания верхнего предела воспламенения) по сравнению со стандартными условиями (при давлении 0,1 МПа и температуре 20oС) /см. Льюис Б. , Эльбе Г. Горение, пламя, взрывы в газах. - М.: Мир, 1968, с. 575/.The growth of the gas factor is caused by the fact that when a reagent (containing nitrogen and carbon dioxide) acts on the reservoir, part of the hydrocarbon components evaporate / see, for example, Mirsayapova L.I. Extraction of light hydrocarbons from degassed oil under the influence of CO 2. // Geology, oil field development, reservoir physics and hydrodynamics. / Proceedings of TatNIPIneft. - Kazan: Tatar Book Publishing House, 1973. Issue. 22, p. 233, p. 236, p. 238, Vakhitov G.G., Namiot A.Yu., Violin V.G. et al. Study of nitrogen displacement on a reservoir model at pressures up to 70 MPa. / Oil industry, 1985, 1 p. 37 /. For example, the increase in the gas factor of reservoir oils obtained under the influence of carbon dioxide was 30-35%, and for floor drain oils in terms of field reserves, it corresponded to the discovery of a new field of associated gas / see, for example, L. Mirsayapova Extraction of light hydrocarbons from degassed oil under the influence of CO 2. // Geology, oil field development, reservoir physics and hydrodynamics. / Proceedings of TatNIPIneft. - Kazan: Tatar Book Publishing House, 1973. Issue. 22, p. 233, p. 236, p. 238 /. At the same time, as the reagent is pumped into the reservoir, the content of nitrogen and carbon dioxide in the gas separated from the produced fluid will also increase. For example, when carbon dioxide is injected into oil deposits, it is possible to increase its content to 90% in associated petroleum gases six months after the start of its injection / see, for example, Schedel RL EOR + СО 2 = A gas processing challenge. // Oil and Gas Journal, 1982, Vol. 80, N 43, Oct. 25, p. 158 /. Accordingly, the possibility of ignition of a gas ballasted with nitrogen and carbon dioxide will decrease. To enable the combustion of gas ballasted with nitrogen and carbon dioxide, the power plant contains a gas engine, or a gas turbine engine, or a gas diesel engine. They ignite (and burn) the mixture under pressure. This allows you to expand the ignition range of the mixture and, accordingly, to ensure the combustion of a gas containing a sufficiently large percentage of nitrogen and carbon dioxide. For example, the concentration limits of ignition of a methane-air mixture at a pressure of 1 MPa and a temperature of 20 o C expand approximately 2 times (due to an increase in the upper limit of ignition) compared to standard conditions (at a pressure of 0.1 MPa and a temperature of 20 o C) / cm. Lewis B., Elbe G. Combustion, flame, gas explosions. - M.: Mir, 1968, p. 575 /.
Таким образом, повышение дебита добывающих скважин и нефтеотдачи при разработке нефтяных месторождений (соответственно конденсатоотдачи при разработке газоконденсатных месторождений) и одновременное увеличение выработки электрической и тепловой энергии (и реагента) обеспечиваются при опережающем росте выработки электрической и тепловой энергии, а также реагента. Соответственно благодаря данному свойству достигается снижение энергоемкости (удельных затрат энергии) процесса разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений. Thus, an increase in the production rate of oil wells and oil recovery during the development of oil fields (respectively, condensate recovery during the development of gas condensate fields) and a simultaneous increase in the production of electric and thermal energy (and reagent) are ensured with an accelerated increase in the production of electric and thermal energy, as well as reagent. Accordingly, due to this property, a reduction in energy intensity (unit energy consumption) of the process of developing oil and gas condensate fields is achieved.
Схема предлагаемого комплекса (варианты) приведена на фиг.1. Любой из вариантов выполнения комплекса содержит: энергосиловую установку 1 с электрическим генератором 2 и выходом для отходящих газов 3, которая выполнена, например, в виде газового двигателя 4 (вместо него может быть установлен или газотурбинный двигатель, или газодизель) и электрического генератора 2, валы которых механически связаны между собой, также энергосиловая установка 1 снабжена системой охлаждения 5; подсоединенный к системе охлаждения 5 энергосиловой установки 1 теплообменник 6; энергосиловая установка 1 выполнена с возможностью сообщения с сепаратором 7 (сообщенным с добывающими скважинами 8) и с добывающими скважинами 8, с использованием которых разрабатывается месторождение углеводородного сырья, при этом будем считать, что оборудование для эксплуатации скважины, в частности насосно-компрессорные трубы 9, является частью конструкции скважины (так же, как и /см., например, Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. - М.: Недра, 1984, с. 60, Справочная книга по добыче нефти. /Под ред. Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1974, с. 403/) (соответственно под скважиной будем понимать также и оборудование (как часть конструкции скважины) для ее эксплуатации в надлежащем режиме и выполнения требуемых технологических операций); нагнетательное устройство 10, вход 11 которого сообщен с выходом для отходящих газов 3 энергосиловой установки 1, а выход 12 нагнетательного устройства 10 выполнен с возможностью сообщения с нагнетательными скважинами 14 и добывающими скважинами 8, в качестве нагнетательного устройства 10 может использоваться компрессор; электрический нагреватель 13; котел-утилизатор 15, который сообщен с выходом для отходящих газов 3 энергосиловой установки 1 и нагнетательным устройством 10; блок устройств очистки реагента 16, который сообщен с нагнетательным устройством 10 и выходом для отходящих газов 3 энергосиловой установки 1; устройство для разделения газов 17, которое сообщено с нагнетательным устройством 10 и выходом для отходящих газов 3 энергосиловой установки 1; газгольдер 18, который выполнен с возможностью сообщения с входом 11 нагнетательного устройства 10; распределительный пункт 19; нагнетательное устройство 20, в качестве нагнетательного устройства 20 может использоваться компрессор; блок устройств подготовки газа 21, через который энергосиловая установка 1 сообщена с добывающими скважинами 8 и сепаратором 7; устройство водоподготовки 22; насос 23; насос 24, выход 25 которого выполнен с возможностью сообщения с нагнетательными скважинами 14, при этом насос 24 выполнен с возможностью сообщения с котлом-утилизатором 15 и/или теплообменником 6; распределительный пункт 26; электрический нагреватель 27; задвижки 28-75. The scheme of the proposed complex (options) is shown in figure 1. Any of the options for the implementation of the complex includes: a power plant 1 with an electric generator 2 and an outlet for exhaust gases 3, which is made, for example, in the form of a gas engine 4 (instead of it, either a gas turbine engine or a gas diesel can be installed) and an electric generator 2, shafts which are mechanically interconnected, also the power plant 1 is equipped with a cooling system 5; connected to the cooling system 5 of the power plant 1 heat exchanger 6; the power plant 1 is configured to communicate with a separator 7 (communicated with producing wells 8) and with producing wells 8, using which a hydrocarbon field is developed, and we assume that the equipment for operating the well, in particular tubing 9, is part of the well design (as well as / see, for example, Korotaev Yu.P., Shirkovsky A.I. Production, transport and underground storage of gas. - M .: Nedra, 1984, p. 60, Reference book on oil production. / Under the editorship of Sh.K. Ghim .. Udinova - M .: Nedra, 1974, pp 403 /) (respectively by the borehole as will be understood and equipment (as part of the well structure) to operate it in the proper mode and perform the required processing operations); an injection device 10, the input 11 of which is connected to the exhaust gas outlet 3 of the power plant 1, and the output 12 of the injection device 10 is configured to communicate with injection wells 14 and production wells 8, a compressor may be used as injection device 10; electric heater 13; a waste heat boiler 15, which is in communication with the exhaust gas outlet 3 of the power plant 1 and the discharge device 10; a block of reagent purification devices 16, which is in communication with the discharge device 10 and the exhaust gas outlet 3 of the power plant 1; a device for separating gases 17, which is in communication with the discharge device 10 and the outlet for the exhaust gases 3 of the power plant 1; gas holder 18, which is configured to communicate with the input 11 of the discharge device 10; distribution point 19; discharge device 20, a compressor may be used as discharge device 20; a block of gas preparation devices 21 through which the power plant 1 is in communication with production wells 8 and a separator 7; water treatment device 22; pump 23; a pump 24, the output 25 of which is configured to communicate with injection wells 14, while the pump 24 is configured to communicate with a waste heat boiler 15 and / or a heat exchanger 6; distribution point 26; electric heater 27; gate valves 28-75.
Комплекс работает следующим образом. В первом из вариантов выполнения предлагаемого комплекса газ (смесь, содержащая углеводородные газы) поступает в энергосиловую установку 1 из добывающих скважин 8. Например, при насосной эксплуатации нефтяных скважин, в частности с использованием штанговых скважинных насосных установок (на схеме не показано), отделившийся в добывающих скважинах 8 газ (нефтяной газ) или его часть поступает в энергосиловую установку 1 (задвижки 69, 66 закрыты, задвижки 65, 67, 63 открыты) из затрубного пространства скважины (пространство между насосно-компрессорными трубами и эксплуатационной колонной скважины). Также газ (весь газ или его часть) может поступать в энергосиловую установку 1 из параллельного ряда насосно-компрессорных труб 9 добывающих скважин 8 (задвижки 64, 68 открыты), например, при разработке газонефтяных месторождений. Кроме газа, поступающего в энергосиловую установку 1 из добывающих скважин 8, в нее может дополнительно направляться весь газ или его часть (например, нефтяной газ), который отделяется в сепараторе 7 от флюида (при разработке нефтяных месторождений это флюид, содержащий нефть, воду, газ), поступившего в сепаратор 7 из добывающих скважин 8 (задвижки 52, 69, открыты). При необходимости выполнения подготовки газа для сжигания в энергосиловой установке весь газ или его часть из сепаратора 7 и/или из добывающих скважин 8 с помощью задвижек 63 - 69 направляется в блок устройств подготовки газа 21, например, при подаче газа из затрубного пространства добывающих скважин 8 задвижки 64, 65, 68, 69 закрыты, задвижки 63, 67, 66 открыты. The complex works as follows. In the first embodiment of the proposed complex, gas (a mixture containing hydrocarbon gases) enters the power plant 1 from producing wells 8. For example, when pumping oil wells, in particular using sucker-rod pumping units (not shown in the diagram), separated in production wells 8 gas (oil gas) or part of it enters the power plant 1 (valves 69, 66 are closed, valves 65, 67, 63 are open) from the annulus of the well (the space between the pump and compressor and the tubes and the production string of the well). Also, gas (all or part of the gas) can enter the power plant 1 from a parallel row of tubing 9 of the producing wells 8 (valves 64, 68 are open), for example, during the development of gas and oil fields. In addition to the gas entering the power plant 1 from production wells 8, all or part of it (for example, oil gas) can be sent to it, which is separated in the separator 7 from the fluid (in the development of oil fields this is a fluid containing oil, water, gas) entering the separator 7 from production wells 8 (valves 52, 69, open). If it is necessary to prepare gas for combustion in a power plant, all or part of the gas from the separator 7 and / or from production wells 8 is sent to the block of gas preparation devices 21 using valves 63 - 69, for example, when gas is supplied from the annular space of production wells 8 gate valves 64, 65, 68, 69 are closed, valves 63, 67, 66 are open.
Во втором из вариантов выполнения предлагаемого комплекса газ (смесь, содержащая углеводородные газы) поступает в энергосиловую установку 1 из сепаратора 7. Например, при фонтанной эксплуатации скважин (или при насосной эксплуатации нефтяных скважин в случае отвода газа из затрубного пространства в выкидную линию скважины (на схеме не показано) продукция из добывающих скважин 8 (при разработке нефтяных залежей это флюид, содержащий нефть, воду, газ, а при разработке газоконденсатных залежей это флюид, содержащий конденсат, газ, воду) подается в сепаратор 7 (задвижка 52 открыта). Весь отделенный в сепараторе 7 от жидкой фазы флюида газ (при разработке нефтяных месторождений это нефтяной газ, а при разработке газоконденсатных месторождений это газовая фаза с жидкими и твердыми примесями, отделенная от газоконденсатной смеси) или его часть направляется в энергосиловую установку 1 (задвижка 66 закрыта, задвижки 52, 69, 65 открыты). Кроме газа, поступающего в энергосиловую установку 1 из сепаратора 7, в нее может дополнительно направляться весь газ или его часть из добывающих скважин 8, например, при необходимости снижения давления в затрубном пространстве (задвижки 63, 67 открыты) или, например, при разработке газонефтяных месторождений с одновременно-раздельным отбором нефти и газа. При необходимости выполнения подготовки газа для сжигания в энергосиловой установке весь газ или его часть из сепаратора 7 и/или из добывающих скважин 8 с помощью задвижек 63 - 69 направляется в блок устройств подготовки газа 21, например при подаче газа из сепаратора 7 задвижки 63, 64, 65, 67, 68 закрыты, задвижки 69, 66 открыты. In the second embodiment of the proposed complex, gas (a mixture containing hydrocarbon gases) enters the power plant 1 from the separator 7. For example, during oil well operation (or pumping oil wells in the event of gas removal from the annulus to the flow line of the well (to the diagram is not shown) production from producing wells 8 (in the development of oil deposits it is a fluid containing oil, water, gas, and in the development of gas condensate deposits it is a fluid containing condensate, gas, water) into the separator 7. (valve 52 is open). All gas separated in the separator 7 from the liquid phase of the fluid (in the development of oil fields it is oil gas, and in the development of gas condensate fields it is the gas phase with liquid and solid impurities, separated from the gas-condensate mixture) or its part is sent to the power plant 1 (the valve 66 is closed, the valves 52, 69, 65 are open). In addition to the gas entering the power plant 1 from the separator 7, all or part of the gas from production wells 8 can be additionally directed to it Emer, if necessary, reducing pressure in the annulus (valves 63, 67 open) or, for example, in the development of gas fields with simultaneous-selection separate oil and gas. If it is necessary to prepare the gas for combustion in the power plant, all or part of the gas from the separator 7 and / or from the producing wells 8 is sent to the block of gas preparation devices 21 using valves 63 - 69, for example, when gas is supplied from the separator 7 of the valve 63, 64 , 65, 67, 68 are closed, valves 69, 66 are open.
Последующая работа любого из вариантов выполнения предлагаемого комплекса не отличается от вышеуказанных. В блоке устройств подготовки газа 21 при необходимости обеспечивается снижение концентраций содержащихся в газе серы, механических примесей, влаги, тяжелых углеводородов и других компонентов до значений, соответствующих требованиям, которые предъявляются к составу смесей, предназначенных для сжигания в энергосиловой установке 1. Также в блоке устройств подготовки газа 21 при значительных объемах реагента в газе осуществляется его отделение от газа, направляемого в энергосиловую установку 1. После этого реагент подается (при открытой задвижке 59) в нагнетательное устройство 10. Для обеспечения равномерного поступления газа в энергосиловую установку 1 в состав блока устройств подготовки газа 21 может входить газгольдер (на схеме не показан). Газ после выхода из блока устройств подготовки газа 21 подается в энергосиловую установку 1, в которой вырабатывается электрическая и тепловая энергия. С использованием подсоединенного к системе охлаждения 5 энергосиловой установки 1 теплообменника 6 и котла-утилизатора 15 полученная в энергосиловой установке 1 тепловая энергия передается нагнетаемым в залежь воде и реагенту, также с использованием теплообменника 6 и котла-утилизатора 15 может производиться нагрев теплоносителей для другого промыслового оборудования. Газы (содержат порядка 85-87% азота и двуокиси углерода), образующиеся в энергосиловой установке 1 при сжигании углеводородных газов, являются эффективным реагентом для воздействия на залежи углеводородного сырья, прежде всего благодаря присутствию двуокиси углерода /см. , например, Бабалян Г.А., Тумасян А.Б., Пантелеев В.Г. Применение карбонизированной воды для увеличения нефтеотдачи. - М.: Недра, 1976, с. 25-56, с. 97-98/. Выработанный таким образом в энергосиловой установке 1 реагент через выход для отходящих газов 3 поступает на вход 11 нагнетательного устройства 10 (задвижки 70, 72, 75 закрыты, задвижки 71, 73, 74 открыты). Также реагент из энергосиловой установки 1 через выход для отходящих газов 3 (где температура реагента может составлять порядка 350oС) может направляться в котел-утилизатор 15 (задвижка 74 закрыта, задвижка 75 открыта), в котором реагент охлаждается, а его тепловая энергия передается нагнетаемым в залежи воде и реагенту (после его прохождения через нагнетательное устройство 10). После котла-утилизатора 15 реагент при необходимости поступает в блок устройств очистки реагента 16 (задвижка 71 закрыта, задвижка 70 открыта). В блоке устройств очистки реагента 16 снижается процентное содержание вызывающих коррозию составляющих (кислорода, окислов азота и других) механических примесей и влаги до допустимых значений. Из блока устройств очистки реагента 16 реагент направляется в устройство для разделения газов 17 (задвижка 73 закрыта, задвижка 72 открыта), в котором в зависимости от геолого-физической характеристики месторождения и стадии его разработки производится доведение реагента до требуемого состава путем снижения процентного содержания азота в реагенте. При этом, если геолого-физическая характеристика месторождения такова, что, например, обеспечивается смешивающееся вытеснение нефти азотом (или по другим причинам, в частности при необходимости повышения пластового давления путем закачки азота в газоконденсатную залежь), снижение процентного содержания азота в реагенте не производится и реагент в устройство разделения газов 17 не направляется (задвижка 72 закрыта, задвижка 73 открыта). Из устройства для разделения газов 17 реагент поступает на вход 11 нагнетательного устройства 10. При избыточной подаче реагента на вход 11 нагнетательного устройства 10 часть реагента направляется в газгольдер 18 (при открытой задвижке 62), а при недостаточной подаче реагента из устройства для разделения газов 17 на вход 11 нагнетательного устройства 10 часть реагента может поступать из газгольдера 18. Также газгольдер 18 может быть установлен иным образом, например подсоединяться не к входу 11, а к выходу 12 нагнетательного устройства 10 (на схеме не показано). Нагнетательное устройство 10 обеспечивает подачу реагента под давлением. Если давление и температура реагента соответствуют требуемым по условиям разработки залежей углеводородного сырья, а также температура реагента выше температуры гидратообразования, то из выхода 12 нагнетательного устройства 10 реагент направляется в распределительный пункт 19 (задвижки 30, 29, 31, 54, 57 закрыты, задвижки 28, 32, 33, 58, 53 открыты). Если необходимо повысить температуру реагента после его прохождения нагнетательного устройства 10, то реагент направляется для нагрева в теплообменник 6, который подсоединен к системе охлаждения 5 энергосиловой установки 1, и/или котел-утилизатор 15. С помощью задвижек 28-33 устанавливается последовательность прохождения реагентом теплообменника 6 и котла-утилизатора 15 при нагреве в них реагента. Также с использованием задвижек 28-33 реагент может быть направлен для нагрева только в теплообменник 6 или только в котел-утилизатор 15. Например, реагент поступает для нагрева только в котел-утилизатор 15, если задвижки 28, 31, 32, 30 закрыты, а задвижки 29, 33 открыты. После нагрева реагента в теплообменнике 6 и котле-утилизаторе 15 (или в одном из этих устройств) при необходимости его дополнительного нагрева перед поступлением в распределительный пункт 19 реагент с помощью задвижек 57, 58, 53, 54 может направляться в электрический нагреватель 13 (задвижки 57, 53 закрыты, задвижки 58, 54 открыты). Если необходимо повысить давление реагента, то реагент до поступления в распределительный пункт 19 направляется в нагнетательное устройство 20 (задвижка 58 закрыта, задвижка 57 открыта). Имеющий необходимую температуру и давление реагент поступает в распределительный пункт 19. Из распределительного пункта 19 реагент направляется в нагнетательные скважины 14. Также реагент может нагнетаться в добывающие скважины 8 для обработки призабойной зоны пласта (в этом случае задвижки 63, 64, 67, 68, 52 закрыты). Реагент с помощью соответствующих задвижек 44-51 может закачиваться через насосно-компрессорные трубы 9 или через затрубное пространство скважин.The subsequent work of any of the embodiments of the proposed complex does not differ from the above. If necessary, in the block of gas preparation devices 21, concentrations of sulfur, mechanical impurities, moisture, heavy hydrocarbons and other components contained in the gas are reduced to values that meet the requirements for the composition of mixtures intended for combustion in a power plant 1. Also in the block of devices gas preparation 21 with significant volumes of reagent in the gas, it is separated from the gas sent to the power plant 1. After that, the reagent is supplied (with open see 59) into the discharge device 10. To ensure uniform flow of gas into the power plant 1, a gas holder (not shown) may be included in the block of gas preparation devices 21. Gas after exiting the block of gas preparation devices 21 is supplied to a power plant 1, in which electric and thermal energy are generated. Using the heat exchanger 1 connected to the cooling system 5 of the heat exchanger 1 and the recovery boiler 15, the heat energy obtained in the energy power installation 1 is transferred to the water injected into the reservoir and the reagent; using heat exchanger 6 and the recovery boiler 15, heat carriers can be heated for other oilfield equipment . Gases (containing about 85-87% nitrogen and carbon dioxide) generated in the power plant 1 during the combustion of hydrocarbon gases are an effective reagent for influencing hydrocarbon deposits, primarily due to the presence of carbon dioxide / cm. , for example, Babalyan G.A., Tumasyan A.B., Panteleev V.G. The use of carbonated water to increase oil recovery. - M .: Nedra, 1976, p. 25-56, p. 97-98 /. The reagent thus produced in the power plant 1 through the exhaust gas outlet 3 enters the inlet 11 of the discharge device 10 (valves 70, 72, 75 are closed, valves 71, 73, 74 are open). Also, the reagent from the power plant 1 through the exhaust gas outlet 3 (where the reagent temperature can be about 350 o C) can be sent to the waste heat boiler 15 (valve 74 is closed, valve 75 is open), in which the reagent is cooled and its thermal energy is transferred water and reagent injected into the reservoir (after passing through the discharge device 10). After the recovery boiler 15, the reagent, if necessary, enters the block of reagent purification devices 16 (valve 71 is closed, valve 70 is open). In the block of reagent purification devices 16, the percentage of corrosive components (oxygen, nitrogen oxides and others) of mechanical impurities and moisture is reduced to acceptable values. From the reagent purification device 16, the reagent is sent to the gas separation device 17 (the valve 73 is closed, the valve 72 is open), in which, depending on the geological and physical characteristics of the field and the stage of its development, the reagent is brought to the required composition by reducing the percentage of nitrogen in reagent. Moreover, if the geological and physical characteristics of the field are such that, for example, a miscible displacement of oil by nitrogen is ensured (or for other reasons, in particular, if it is necessary to increase reservoir pressure by injecting nitrogen into a gas condensate deposit), the percentage of nitrogen in the reagent is not reduced and the reagent is not sent to the gas separation device 17 (the valve 72 is closed, the valve 73 is open). From the device for separating gases 17, the reagent enters the input 11 of the discharge device 10. When the reagent is excessively supplied to the input 11 of the injection device 10, part of the reagent is directed to the gas holder 18 (with the valve 62 open), and when the reagent is insufficiently supplied from the device for separating the gases 17 the input 11 of the injection device 10, a part of the reagent can come from the gas holder 18. Also, the gas holder 18 can be installed in another way, for example, not connected to the input 11, but to the output 12 of the injection device 10 (in the diagram rendered). The discharge device 10 provides a reagent supply under pressure. If the pressure and temperature of the reagent correspond to those required for the development of hydrocarbon deposits, as well as the temperature of the reagent above the temperature of hydrate formation, then from the outlet 12 of the injection device 10 the reagent is sent to the distribution point 19 (valves 30, 29, 31, 54, 57 are closed, valves 28 , 32, 33, 58, 53 open). If it is necessary to increase the temperature of the reagent after it passes through the discharge device 10, the reagent is sent for heating to the heat exchanger 6, which is connected to the cooling system 5 of the power plant 1, and / or the recovery boiler 15. Using the valves 28-33, the sequence of passage of the reagent through the heat exchanger is established 6 and the waste heat boiler 15 when the reagent is heated in them. Also, using valves 28-33, the reagent can be directed for heating only to the heat exchanger 6 or only to the recovery boiler 15. For example, the reagent enters for heating only to the recovery boiler 15 if the valves 28, 31, 32, 30 are closed, and gate valves 29, 33 are open. After heating the reagent in the heat exchanger 6 and the waste heat boiler 15 (or in one of these devices), if necessary, additional heating it before entering the distribution point 19, the reagent can be sent to the electric heater 13 using valves 57, 58, 53, 54 (valves 57 , 53 are closed, valves 58, 54 are open). If it is necessary to increase the pressure of the reagent, the reagent is directed to the discharge device 20 before entering the distribution point 19 (the valve 58 is closed, the valve 57 is open). The reagent having the required temperature and pressure enters the distribution point 19. From the distribution point 19, the reagent is sent to the injection wells 14. Also, the reagent can be injected into production wells 8 to treat the bottomhole formation zone (in this case, valves 63, 64, 67, 68, 52 closed). The reagent using the corresponding valves 44-51 can be pumped through tubing 9 or through the annulus of the wells.
В нагнетательные скважины 14 может нагнетаться вода. Вода из устройства водоподготовки 22 подается насосом 24 в распределительный пункт 26 (задвижки 36, 35, 37, 61, 56 закрыты, задвижки 60, 55, 34, 39, 38 открыты). В том случае, если температура воды ниже требуемой по условиям разработки залежи углеводородного сырья, то вода из устройства водоподготовки 22 подается насосом 24 для нагрева в теплообменник 6, который подсоединен к системе охлаждения 5 энергосиловой установки 1, и/или котел-утилизатор 15. С помощью задвижек 34-39 устанавливается последовательность прохождения воды из теплообменника 6 и котла-утилизатора 15. Также с помощью задвижек 34-39 вода может быть направлена для нагрева только в теплообменник 6 или только в котел-утилизатор 15. Например, вода поступает для нагрева только в котел-утилизатор 15, если задвижки 34, 38, 37, 36 закрыты, а задвижки 39, 35 открыты. После нагрева воды в теплообменнике 6 и котле-утилизаторе 15 (или в одном из этих устройств) при необходимости ее дополнительного нагрева перед поступлением в распределительный пункт 26 вода с помощью задвижек 56, 55, 60, 61 может направляться в электрический нагреватель 27. Если давление воды необходимо повысить, то вода до поступления в распределительный пункт 26 направляется в насос 23 (задвижка 60 закрыта, задвижка 61 открыта). Имеющая необходимую температуру и подаваемая с требуемым давлением вода поступает в распределительный пункт 26. Из распределительного пункта 26 вода нагнетается в нагнетательные скважины 14, обеспечивая продвижение реагента и углеводородного сырья по продуктивному пласту. Вода и реагент с помощью соответствующих задвижек 40 - 47 могут нагнетаться через насосно-компрессорные трубы 9 или через затрубное пространство скважин. С помощью задвижек 40-47 реагент и вода из распределительных пунктов 19 и 26 могут направляться в нагнетательные скважины 14 (в одну нагнетательную скважину или группу нагнетательных скважин) как одновременно, так и поочередно (в виде циклов). Циклы, состоящие из поочередного нагнетания реагента и нагнетания воды, могут повторяться. В том случае, если нагнетание воды и реагента в нагнетательные скважины производится одновременно, то реагент может поступать по насосно-компрессорным трубам 9, а вода по затрубному пространству со смешением воды и реагента непосредственно на забое скважины и призабойном пространстве пласта. Water may be injected into injection wells 14. Water from the water treatment device 22 is supplied by the pump 24 to the distribution point 26 (valves 36, 35, 37, 61, 56 are closed, valves 60, 55, 34, 39, 38 are open). In the event that the water temperature is lower than that required under the conditions of development of the hydrocarbon deposits, the water from the water treatment device 22 is supplied by the heating pump 24 to the heat exchanger 6, which is connected to the cooling system 5 of the power plant 1, and / or the recovery boiler 15. C using valves 34-39, the sequence of water passage from the heat exchanger 6 and the recovery boiler 15 is established. Also, using valves 34-39, water can be directed for heating only to the heat exchanger 6 or only to the recovery boiler 15. For example, water is supplied for heating only to the waste heat boiler 15 if the valves 34, 38, 37, 36 are closed and the valves 39, 35 are open. After heating the water in the heat exchanger 6 and the waste heat boiler 15 (or in one of these devices), if necessary, additionally heat it before entering the distribution point 26, with the help of valves 56, 55, 60, 61, the water can be directed to the electric heater 27. If the pressure water must be increased, then the water before entering the distribution point 26 is sent to the pump 23 (valve 60 is closed, valve 61 is open). Water having the required temperature and supplied with the required pressure enters the distribution point 26. From the distribution point 26, water is pumped into the injection wells 14, providing the advancement of the reagent and hydrocarbon feedstock through the reservoir. Water and reagent using appropriate valves 40 - 47 can be pumped through tubing 9 or through the annulus of the wells. Using valves 40-47, reagent and water from distribution points 19 and 26 can be directed to injection wells 14 (into one injection well or group of injection wells) both simultaneously and alternately (in the form of cycles). Cycles consisting of alternately pumping a reagent and pumping water can be repeated. In the event that water and reagent are injected into injection wells simultaneously, the reagent can flow through tubing 9, and water through the annulus with a mixture of water and reagent directly to the bottom of the well and the bottom hole of the formation.
При воздействии реагента на залежь углеводородного сырья повышается дебит добывающих скважин 8 и нефтеотдача при разработке нефтяных месторождений (соответственно конденсатоотдача при разработке газоконденсатных месторождений). Это приведет к увеличению подачи и количества газа,
- поступающего из добывающих скважин в энергосиловую установку с электрическим генератором (в первом из вариантов выполнения предлагаемого комплекса);
- поступающего из сепаратора в энергосиловую установку с электрическим генератором (во втором из вариантов выполнения предлагаемого комплекса),
что соответственно обеспечит возможность повышения ее мощности (то есть мощности, генерируемой энергосиловой установкой), количества выработанной электрической и тепловой энергии, количества выработанного реагента. При этом подача и количество отделившегося от флюида газа увеличивается (соответственно увеличивается мощность энергосиловой установки, выработка энергии и реагента) не только из-за возрастания дебита и количества флюида (то есть не только пропорционально изменению дебита скважин и количеству флюида), но и из-за увеличения газового фактора (том числе за счет испарившихся углеводородов). В связи с этим повышение дебита добывающих скважин и нефтеотдачи (или конденсатоотдачи) и одновременное увеличение выработки электрической и тепловой энергии (и реагента) обеспечиваются при опережающем росте выработки электрической и тепловой энергии, а также реагента.When exposed to a reagent on a hydrocarbon reservoir, the production rate of production wells 8 and oil recovery in oil field development increase (respectively, condensate recovery in the development of gas condensate fields). This will increase the supply and quantity of gas,
- coming from production wells into a power plant with an electric generator (in the first embodiment of the proposed complex);
- coming from the separator into a power plant with an electric generator (in the second of the embodiments of the proposed complex),
which accordingly will provide an opportunity to increase its capacity (that is, the power generated by the power plant), the amount of generated electrical and thermal energy, the amount of generated reagent. At the same time, the supply and quantity of gas separated from the fluid increases (the power plant’s power increases, energy and reagent generation increase) not only due to an increase in the flow rate and amount of fluid (that is, not only in proportion to the change in the flow rate of the wells and the amount of fluid), but also for an increase in the gas factor (including due to evaporated hydrocarbons). In this regard, an increase in the production rate of production wells and oil recovery (or condensate recovery) and a simultaneous increase in the production of electric and thermal energy (and reagent) are ensured with an accelerated increase in the production of electric and thermal energy, as well as reagent.
Увеличение газового фактора по мере закачки реагента в залежь связано с испарением части углеводородных компонентов из жидкой фазы пластового флюида и с повышением содержания азота и двуокиси углерода. При этом значительно возрастает процентное содержание азота и двуокиси углерода в газе, отделенном от добываемого флюида. Например, на опытном участке месторождения Будафа при попеременном нагнетании газа, содержащего около 80% двуокиси углерода, и воды через 15 месяцев с начала воздействия содержание двуокиси углерода в отделенном от нефти газе составило около 60% /см., например, Балинт В. , Бан А., Долешал Ш. и др. Применение углекислого газа в добыче нефти. - М. : Недра, 1977, 223, 224/. Причем, как уже отмечалось выше, возможно повышение содержания двуокиси углерода до 90% в попутных нефтяных газах через шесть месяцев после начала ее закачки. Поэтому, например, при закачке двуокиси углерода придется перерабатывать в 5-10 раз больший объем попутного газа (чем до начала воздействия), содержащего до 80-90% двуокиси углерода /см. Schedel R.L. EOR+СО2=A gas processing challenge. //Oil and Gas Journal, 1982, Vol. 80, N 43, Oct. 25, p. 158/. Ввиду меньшей растворимости азота по сравнению с двуокисью углерода изложенное в полной мере будет проявляться при закачке смеси азота и двуокиси углерода.The increase in the gas factor as the reagent is injected into the reservoir is associated with the evaporation of part of the hydrocarbon components from the liquid phase of the formation fluid and with an increase in the content of nitrogen and carbon dioxide. In this case, the percentage of nitrogen and carbon dioxide in the gas separated from the produced fluid increases significantly. For example, in the pilot section of the Budafa field with alternate injection of gas containing about 80% carbon dioxide and water after 15 months from the beginning of the exposure, the content of carbon dioxide in the gas separated from the oil was about 60% / cm., For example, Balint V., Ban A., Doleshal S., et al. Carbon dioxide use in oil production. - M.: Nedra, 1977, 223, 224 /. Moreover, as noted above, it is possible to increase the content of carbon dioxide to 90% in associated petroleum gases six months after the start of its injection. Therefore, for example, when injecting carbon dioxide, it will be necessary to process a 5-10 times larger volume of associated gas (than before the start of exposure) containing up to 80-90% carbon dioxide / cm. Schedel RL EOR + CO 2 = A gas processing challenge. // Oil and Gas Journal, 1982, Vol. 80, N 43, Oct. 25, p. 158 /. Due to the lower solubility of nitrogen compared with carbon dioxide, the foregoing will be fully manifested when injecting a mixture of nitrogen and carbon dioxide.
Таким образом, закачка азота и двуокиси углерода неразрывно связана со значительным повышением газового фактора (в том числе за счет испарившихся углеводородов) при существенном увеличении процентного содержания азота и двуокиси углерода в отделяемых от добываемого флюида газах. Соответственно уменьшается возможность их воспламенения. В газовом двигателе, газодизеле, газотурбинном двигателе газ до сжигания сжимают, а после этого производится воспламенение (и сгорание) смеси, находящейся под давлением. Это позволяет расширить пределы воспламенения смеси и соответственно обеспечить сжигание углеводородного газа, содержащего достаточно большой процент азота и двуокись углерода. Например, верхний и нижний пределы воспламенения при сжигании в воздушной среде смеси, состоящей на 50% из метана и на 50% из инертных газов (в них азота 90%, двуокиси углерода 10%), при давлении 1 МПа и температуре 20oС соответственно составят 37,4% и 8,61% (соответственно по горючему компоненту 18,7% и 4,05%). То есть сжигание данной смеси может осуществляться, например, в газовом двигателе со степенью сжатия 10. Также в аналогичных условиях сохраняет способность к воспламенению в воздушной среде смесь, состоящая на 10% из метана и на 90% из инертных газов (в них азота 90%, двуокиси углерода 10%) - ее верхний и нижний пределы воспламенения соответственно составят 74,9% и 32,03% (соответственно по горючему компоненту 7,49% и 3,203%). Расчет производился с использованием данных работы / см. Льюис Б., Эльбе Г. Горение, пламя, взрывы в газах. - М.: Мир, 1968, с. 575/ и методики расчета /см., Иссерлин А. С. Основы сжигания газового топлива. - М.: Недра, 1987, с. 69-71/.Thus, the injection of nitrogen and carbon dioxide is inextricably linked with a significant increase in the gas factor (including due to evaporated hydrocarbons) with a significant increase in the percentage of nitrogen and carbon dioxide in the gases separated from the produced fluid. Accordingly, the possibility of their ignition is reduced. In a gas engine, gas diesel engine, gas turbine engine, gas is compressed before combustion, and then ignition (and combustion) of the mixture under pressure is performed. This allows you to expand the ignition range of the mixture and, accordingly, ensure the combustion of hydrocarbon gas containing a sufficiently large percentage of nitrogen and carbon dioxide. For example, the upper and lower ignition limits when burning in air a mixture consisting of 50% methane and 50% inert gases (nitrogen 90%, carbon dioxide 10%), at a pressure of 1 MPa and a temperature of 20 o C, respectively make up 37.4% and 8.61% (respectively, for the combustible component 18.7% and 4.05%). That is, the combustion of this mixture can be carried out, for example, in a gas engine with a compression ratio of 10. Also, under similar conditions, the mixture, which consists of 10% methane and 90% inert gases (90% nitrogen in them), remains flammable in air. , carbon dioxide 10%) - its upper and lower ignition limits will be 74.9% and 32.03%, respectively (7.49% and 3.203% for the combustible component). The calculation was carried out using the data / see Lewis B., Elbe G. Combustion, flame, gas explosions. - M.: Mir, 1968, p. 575 / and calculation methods / cm., Isserlin A. S. Fundamentals of gas fuel combustion. - M .: Nedra, 1987, p. 69-71 /.
Выработанная энергосиловой установкой 1 энергия используется для нагрева нагнетаемых в скважины воды и реагента, злектро- и теплоснабжения промыслового оборудования, также электрическая энергия может генерироваться в сеть. Таким образом, повышение дебита добывающих скважин и нефтеотдачи при разработке нефтяных залежей (соответственно конденсатоотдачи при разработке газоконденсатных залежей) и одновременное увеличение выработки электрической и тепловой энергии (и реагента) обеспечиваются при опережающем росте выработки электрической и тепловой энергии, а также реагента. Соответственно благодаря данному свойству достигается снижение энергоемкости (удельных затрат энергии) процесса разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений. The energy generated by the power plant 1 is used to heat the water and reagent injected into the wells, to provide electric and heat supply to the field equipment, and electric energy can also be generated in the network. Thus, an increase in the production rate of oil wells and oil recovery during the development of oil deposits (respectively, condensate recovery during the development of gas condensate deposits) and a simultaneous increase in the production of electric and thermal energy (and reagent) are ensured with an accelerated increase in the production of electric and thermal energy, as well as reagent. Accordingly, due to this property, a reduction in energy intensity (unit energy consumption) of the process of developing oil and gas condensate fields is achieved.
Пример. Полезная мощность, отдаваемая потребителям генератором энергосиловой установки, составляет Р= 990 кВт, количество тепла, передаваемое нагнетаемым реагенту и воде, составляет Q≈1,25 Гкал/ч при часовой подаче
- из добывающих скважин (в первом из вариантов выполнения предлагаемого комплекса);
- из сепаратора (во втором из вариантов выполнения предлагаемого комплекса);
углеводородного газа в энергосиловую установку 300 нм3/ч (при низшей теплоте сгорания газа Qн≈36 МДж/м3 и массовом процентном содержании углерода в газе Ср=75%).Example. The net power given to consumers by the generator of the power plant is P = 990 kW, the amount of heat transferred to the injected reagent and water is Q≈1.25 Gcal / h for hourly supply
- from producing wells (in the first embodiment of the proposed complex);
- from the separator (in the second embodiment of the proposed complex);
hydrocarbon gas to the power plant 300 nm 3 / h (at a lower calorific value Q n ≈36 MJ / m 3 and mass percentage of carbon in the gas C p = 75%).
Для данных условий выход реагента (смесь азота и двуокиси углерода) составит Vp≈2550 нм3/ч (в том числе СО2 более 300 нм3/ч). При увеличении подачи в энергосиловую установку углеводородного газа на 60 м3/ч (за счет повышения дебита добывающих скважин и увеличения газового фактора) полезная мощность, отдаваемая потребителям генератором, может быть увеличена до P≈1180 кВт; количество тепла, передаваемое нагнетаемым реагенту и воде, возрастет до Q≈1,5 Гкал/ч; выход реагента составит Vp≈3060 нм3/ч (в том числе CO2 более 360 нм3/ч).For these conditions, the reagent yield (a mixture of nitrogen and carbon dioxide) will be V p ≈2550 nm 3 / h (including СО 2 more than 300 nm 3 / h). With an increase in the supply of hydrocarbon gas to the power plant by 60 m 3 / h (due to an increase in the production rate of production wells and an increase in the gas factor), the useful power given to consumers by the generator can be increased to P≈1180 kW; the amount of heat transferred to the injected reagent and water will increase to Q≈1.5 Gcal / h; the reagent yield will be V p ≈3060 nm 3 / h (including CO 2 more than 360 nm 3 / h).
Также предлагаемый комплекс (варианты) позволит снизить отрицательные экологические последствия разработки залежей углеводородного сырья - закачка двуокиси углерода, содержащейся в полученном реагенте, осуществляется в пласт. Also, the proposed complex (options) will reduce the negative environmental consequences of the development of hydrocarbon deposits - the injection of carbon dioxide contained in the resulting reagent is carried out in the reservoir.
Claims (28)
Priority Applications (10)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001106911A RU2181159C1 (en) | 2001-03-15 | 2001-03-15 | Complex for development of hydrocarbon feedstock (variants) |
| EP02700914A EP1378627B1 (en) | 2001-03-15 | 2002-01-14 | Method for developing a hydrocarbon reservoir (variants) and complex for carrying out said method (variants) |
| DE60227355T DE60227355D1 (en) | 2001-03-15 | 2002-01-14 | METHOD FOR DEVELOPING A CARBON STORAGE STORAGE AND PLANT COMPLEX FOR IMPLEMENTING THE PROCESS |
| AT02700914T ATE399928T1 (en) | 2001-03-15 | 2002-01-14 | METHOD FOR DEVELOPING A HYDROCARBON RESERVE AND SYSTEM COMPLEX FOR EXECUTING THE METHOD |
| US10/471,831 US7299868B2 (en) | 2001-03-15 | 2002-01-14 | Method and system for recovery of hydrocarbons from a hydrocarbon-bearing information |
| CA002441272A CA2441272C (en) | 2001-03-15 | 2002-01-14 | Method for developing a hydrocarbon reservoir (variants) and complex for carrying out said method (variants) |
| AU2002233849A AU2002233849B2 (en) | 2001-03-15 | 2002-01-14 | Method for developing a hydrocarbon reservoir (variants) and complex for carrying out said method (variants) |
| JP2002574487A JP4050620B2 (en) | 2001-03-15 | 2002-01-14 | Method for recovering hydrocarbons from hydrocarbon reservoirs and apparatus for carrying out the same |
| PCT/RU2002/000005 WO2002075112A1 (en) | 2001-03-15 | 2002-01-14 | Method for developing a hydrocarbon reservoir (variants) and complex for carrying out said method (variants) |
| NO20034100A NO328999B1 (en) | 2001-03-15 | 2003-09-15 | Process for the recovery of hydrocarbons from a hydrocarbon-containing formation and system for carrying out this |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001106911A RU2181159C1 (en) | 2001-03-15 | 2001-03-15 | Complex for development of hydrocarbon feedstock (variants) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2181159C1 true RU2181159C1 (en) | 2002-04-10 |
Family
ID=20247156
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001106911A RU2181159C1 (en) | 2001-03-15 | 2001-03-15 | Complex for development of hydrocarbon feedstock (variants) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2181159C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1298804C (en) * | 2005-10-18 | 2007-02-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | Hydrophobic water swelling agent |
| RU2376457C1 (en) * | 2008-08-05 | 2009-12-20 | Сергей Евгеньевич Варламов | Marine boring platform |
| RU2465444C2 (en) * | 2007-02-16 | 2012-10-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Method of separating gases in fluid for oil production, oil production system and method of oil production |
| RU2622059C1 (en) * | 2016-04-12 | 2017-06-09 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Oil production method by oil formation stimulation |
| RU2746005C2 (en) * | 2019-08-19 | 2021-04-05 | Алексей Леонидович Западинский | Hydrocarbon extraction system |
| RU2780188C1 (en) * | 2021-12-17 | 2022-09-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Комплексные Экологические Технологии" | Complex for utilization of associated petroleum gases in the fields |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2038467C1 (en) * | 1993-03-18 | 1995-06-27 | Акционерное общество закрытого типа "Экоэн" | Oil bed working method |
| RU2046933C1 (en) * | 1992-04-01 | 1995-10-27 | Рузин Леонид Михайлович | High viscous oil production method |
| SU1718561A1 (en) * | 1989-04-17 | 1995-11-10 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for working oil fields |
| RU2055158C1 (en) * | 1992-09-09 | 1996-02-27 | Яковенко Виталий Иванович | Device for well cementing with open bottom hole |
| RU2060378C1 (en) * | 1993-04-06 | 1996-05-20 | Александр Константинович Шевченко | Method for developing oil stratum |
| RU2061858C1 (en) * | 1993-06-15 | 1996-06-10 | Всесоюзный нефтяной научно-исследовательский геолого-разведочный институт | Method for increased oil extraction from strata |
| SU1667432A1 (en) * | 1989-07-26 | 1996-12-10 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for oil displacement from massive oil pool |
| RU2109133C1 (en) * | 1997-09-17 | 1998-04-20 | Юрий Ефремович Батурин | Method for development of deposit with hard-to-recover oil reserves |
| RU2144135C1 (en) * | 1998-03-30 | 2000-01-10 | Закрытое акционерное общество НПАК "РАНКО" | Method increasing productivity of oil well |
-
2001
- 2001-03-15 RU RU2001106911A patent/RU2181159C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1718561A1 (en) * | 1989-04-17 | 1995-11-10 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for working oil fields |
| SU1667432A1 (en) * | 1989-07-26 | 1996-12-10 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for oil displacement from massive oil pool |
| RU2046933C1 (en) * | 1992-04-01 | 1995-10-27 | Рузин Леонид Михайлович | High viscous oil production method |
| RU2055158C1 (en) * | 1992-09-09 | 1996-02-27 | Яковенко Виталий Иванович | Device for well cementing with open bottom hole |
| RU2038467C1 (en) * | 1993-03-18 | 1995-06-27 | Акционерное общество закрытого типа "Экоэн" | Oil bed working method |
| RU2060378C1 (en) * | 1993-04-06 | 1996-05-20 | Александр Константинович Шевченко | Method for developing oil stratum |
| RU2061858C1 (en) * | 1993-06-15 | 1996-06-10 | Всесоюзный нефтяной научно-исследовательский геолого-разведочный институт | Method for increased oil extraction from strata |
| RU2109133C1 (en) * | 1997-09-17 | 1998-04-20 | Юрий Ефремович Батурин | Method for development of deposit with hard-to-recover oil reserves |
| RU2144135C1 (en) * | 1998-03-30 | 2000-01-10 | Закрытое акционерное общество НПАК "РАНКО" | Method increasing productivity of oil well |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1298804C (en) * | 2005-10-18 | 2007-02-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | Hydrophobic water swelling agent |
| RU2465444C2 (en) * | 2007-02-16 | 2012-10-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Method of separating gases in fluid for oil production, oil production system and method of oil production |
| RU2376457C1 (en) * | 2008-08-05 | 2009-12-20 | Сергей Евгеньевич Варламов | Marine boring platform |
| RU2622059C1 (en) * | 2016-04-12 | 2017-06-09 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Oil production method by oil formation stimulation |
| RU2746005C2 (en) * | 2019-08-19 | 2021-04-05 | Алексей Леонидович Западинский | Hydrocarbon extraction system |
| RU2783574C1 (en) * | 2021-12-13 | 2022-11-14 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Комплексные Экологические Технологии" | Unit for recycling oxygen-free flue gases of engines of generator power plants in petroleum deposits |
| RU2780188C1 (en) * | 2021-12-17 | 2022-09-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Комплексные Экологические Технологии" | Complex for utilization of associated petroleum gases in the fields |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP1378627A1 (en) | Method for developing a hydrocarbon reservoir (variants) and complex for carrying out said method (variants) | |
| US9828841B2 (en) | Sagdox geometry | |
| US20070202452A1 (en) | Direct combustion steam generator | |
| CA2662494C (en) | Apparatus and methods for the recovery of hydrocarbonaceous and additional products from oil/tar sands | |
| US4678039A (en) | Method and apparatus for secondary and tertiary recovery of hydrocarbons | |
| CN107735624A (en) | The method that the interior energy of aqueous layer fluid is utilized in underground heat equipment | |
| CN106630287A (en) | Supercritical hydrothermal combustion treatment and steam injection system for oil extraction waste liquid | |
| CN116867953A (en) | Method for reusing hot hydrocarbon mining operations to produce syngas | |
| EP4290048A1 (en) | System for extracting a hydrocarbon-containing fluid from a hydrocarbon deposit | |
| RU2762712C1 (en) | Method for producing hydrocarbons | |
| RU2181159C1 (en) | Complex for development of hydrocarbon feedstock (variants) | |
| CN1007280B (en) | Method for oil tri-production with escaping oil gas at deep hole | |
| RU2208138C1 (en) | Complex for development of oil or gas-condensate deposit (versions) | |
| RU2181158C1 (en) | Process of development of oil fields | |
| RU2181429C1 (en) | Method of development of hydrocarbon material pool | |
| RU2177544C2 (en) | Method of coal borehole mining | |
| RU2187626C1 (en) | Method of development of hydrocarbon material pool (versions) | |
| RU2569375C1 (en) | Method and device for heating producing oil-bearing formation | |
| WO2017192766A1 (en) | Systems and methods for generating superheated steam with variable flue gas for enhanced oil recovery | |
| US7445761B1 (en) | Method and system for providing compressed substantially oxygen-free exhaust gas for industrial purposes | |
| RU2377393C1 (en) | Complex for off - shore hydrocarbons field arrangement | |
| RU47965U1 (en) | INSTALLING A WELL RESEARCH | |
| RU2746004C2 (en) | Hydrocarbons extraction method | |
| RU2376457C1 (en) | Marine boring platform |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200316 |