RU2038467C1 - Oil bed working method - Google Patents

Oil bed working method Download PDF

Info

Publication number
RU2038467C1
RU2038467C1 RU93014113A RU93014113A RU2038467C1 RU 2038467 C1 RU2038467 C1 RU 2038467C1 RU 93014113 A RU93014113 A RU 93014113A RU 93014113 A RU93014113 A RU 93014113A RU 2038467 C1 RU2038467 C1 RU 2038467C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
associated gas
carbon dioxide
gas
casing
Prior art date
Application number
RU93014113A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU93014113A (en
Inventor
Р.Б. Ахмедов
В.А. Пожарнов
К.С. Гришутин
Ю.В. Желтов
В.И. Кудинов
Original Assignee
Акционерное общество закрытого типа "Экоэн"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Акционерное общество закрытого типа "Экоэн" filed Critical Акционерное общество закрытого типа "Экоэн"
Priority to RU93014113A priority Critical patent/RU2038467C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU93014113A publication Critical patent/RU93014113A/en
Publication of RU2038467C1 publication Critical patent/RU2038467C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil winding and oil processing industry. SUBSTANCE: method involves pumping working agent through pressure wells; withdrawing oil through producing wells; separating casing-head gas from oil and burning it. Casing-head gas is burnt in synthesized oxidizer containing the mixture of oxygen and recycled casing-head gas combustion products, which contains carbonic acid gas and water steam. Stoichiometric ratio between casing-head gas combustible ingredients and oxidizer oxygen is maintained by regulating the part of recycled combustion products in accordance with part of carbonic acid gas in casing-head gas. Combustion products in the form of carbonic acid or carbonized water are pumped into pressure wells as working fluid. EFFECT: increased efficiency. 2 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти, содержащей большое количество попутного газа, в частности забалластированного углекислым газом. The invention relates to the oil and oil refining industries and can be used in the extraction of oil containing a large amount of associated gas, in particular ballasted with carbon dioxide.

Известен способ разработки залежи нефти путем закачки попутного газа через нагнетательные скважины и добычи нефти через добывающие скважины [1]
Известный способ предусматривает утилизацию попутного газа без загрязнения окружающей среды, однако при этом попутный газ теряется без совершения полезной работы.A known method of developing oil deposits by pumping associated gas through injection wells and oil production through producing wells [1]
The known method involves the utilization of associated gas without environmental pollution, however, the associated gas is lost without doing useful work.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, отделение попутного газа от нефти, сжигание попутного газа в атмосфере [2]
Способ предусматривает сжигание газа в атмосфере без совершения полезной работы, при этом происходит загрязнение окружающей среды.Closest to the invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir, which includes injecting a working agent through injection wells, taking oil through production wells, separating associated gas from oil, burning associated gas in the atmosphere [2]
The method involves burning gas in the atmosphere without doing useful work, and environmental pollution occurs.

Цель изобретения исключение загрязнения окружающей среды, осуществление переработки попутного газа, забаластированного углекислым газом, и увеличение нефтеотдачи залежи. The purpose of the invention is the elimination of environmental pollution, the processing of associated gas, ballasted with carbon dioxide, and the increase in oil recovery deposits.

Цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, отделение и сжигание попутного газа производят в искусственно созданном окислителе, состоящем из смеси кислорода и рециркулирующих продуктов сгорания попутного газа, содержащих углекислый газ и водяной пар, соотношения между горючими компонентами попутного газа и кислородом окислителя поддерживают стехнометрическими за счет изменения доли указанных рециркулирующих продуктов сгорания в соответствии с долей углекислого газа в попутном газа. Кроме того, образовавшиеся продукты сгорания в виде углекислоты или карбонизированной воды закачивают в нагнетательные скважины в качестве рабочего агента. The goal is achieved by the fact that in the method of developing an oil reservoir, which includes injecting a working agent through injection wells, taking oil through production wells, separating and burning associated gas is carried out in an artificially created oxidizer consisting of a mixture of oxygen and recirculated products of combustion of associated gas containing carbon dioxide and water vapor, the ratio between the combustible components of the associated gas and the oxygen of the oxidizing agent is maintained stoichnometric due to a change in the proportion of these recirculating combustion products in accordance with the share of carbon dioxide in the associated gas. In addition, the resulting combustion products in the form of carbon dioxide or carbonated water are pumped into injection wells as a working agent.

При разработке нефтяной залежи в нагнетательные скважины закачивают рабочий агент, вытесняющий нефть. Одним из наиболее эффективных рабочих агентов является углекислота или карбонизированная вода, обеспечивающая наиболее полное вытеснение нефти из залежи. When developing an oil reservoir, a working agent displacing oil is pumped into injection wells. One of the most effective working agents is carbon dioxide or carbonated water, which provides the most complete displacement of oil from the reservoir.

Однако использование углекислоты имеет и отрицательные последствия. Нефть и попутный газ насыщаются углекислым газом. При сепарации попутного газа образуется смесь углеводородного газа и углекислого газа. Разделить эту смесь чрезвычайно трудно, а использовать для сжигания практически невозможно, так как попутный газ, забаластированный более 5% углекислого газа не горит в воздухе. В предлагаемом способе попутный газ сгорает, даже если в нем содержится до 60% углекислого газа. Попутный газ сгорает не в воздухе, состоящем из кислорода как окислителя и азота, а в смеси кислорода и продуктов сгорания попутного газа в кислороде, содержащих углекислый газ и водяной пар. В этой смеси азот заменен на углекислый газ и водяной пар. С увеличением количества углекислого газа в попутном газе уменьшается доля углекислого газа в окислителе и тем самым регулируется стехнометрическое соотношение между кислородом и горючими компонентами попутного газа и соотношение между окислителем и негорючим газом в окисляющем компоненте при сгорании попутного газа. However, the use of carbon dioxide has negative consequences. Oil and associated gas are saturated with carbon dioxide. When gas is separated, a mixture of hydrocarbon gas and carbon dioxide is formed. It is extremely difficult to separate this mixture, and it is practically impossible to use for burning, since associated gas, ballasted with more than 5% of carbon dioxide, does not burn in air. In the proposed method, associated gas burns out, even if it contains up to 60% of carbon dioxide. Associated gas does not burn in air, consisting of oxygen as an oxidizing agent and nitrogen, but in a mixture of oxygen and products of combustion of associated gas in oxygen, containing carbon dioxide and water vapor. In this mixture, nitrogen is replaced with carbon dioxide and water vapor. With an increase in the amount of carbon dioxide in the associated gas, the proportion of carbon dioxide in the oxidizing agent decreases and thereby the stoichiometric ratio between oxygen and combustible components of the associated gas and the ratio between the oxidizing agent and non-combustible gas in the oxidizing component during the combustion of associated gas are regulated.

Продуктами сгорания попутного газа по данной схеме являются углекислый газ и водяной пар, которые используются в качестве рабочего агента и закачиваются в нагнетательные скважины нефтяной залежи. Через добывающие скважины отбирают нефть и попутный газ. Цикл замыкается. Associated gas combustion products under this scheme are carbon dioxide and water vapor, which are used as a working agent and are pumped into injection wells of an oil reservoir. Oil and associated gas are taken through production wells. The cycle closes.

При сжигании попутного газа образуется большое количество тепла и расширяющихся газов, используемых в теплообменных установках для продуцирования полезной тепловой энергии, для выработки электроэнергии и т.п. When associated gas is burned, a large amount of heat and expanding gases are generated, which are used in heat exchangers to produce useful heat energy, to generate electricity, etc.

Поскольку все продукты сгорания закачиваются в залеж, то не происходит загрязнения окружающей среды, увеличивается нефтеотдача залежи и утилизируется ранее не утилизируемый попутный газ. Since all combustion products are pumped into the reservoir, environmental pollution does not occur, the oil recovery of the reservoir is increased, and previously unused associated gas is utilized.

На чертеже представлена установка для осуществления способа. The drawing shows the installation for implementing the method.

Установка содержит котел 1, к выходу которого по пару подключен турбоагрегат 2 с генератором электроэнергии 3. На вход котла 1 подключены трубопровод 4 с попутным газом, полученным при добыче нефти и патрубок 5 с искусственным окислителем, соединенный со смесителем 6, к входам которого подключены соответственно дымосос рециркулирующих продуктов сгорания 7 и воздухоразделительная установка 8. The installation comprises a boiler 1, to the outlet of which a turbine unit 2 with an electric power generator 3 is connected in pairs. A pipeline 4 with associated gas obtained during oil production and a pipe 5 with an artificial oxidizer connected to a mixer 6 are connected to the input of the boiler 1, respectively, to the inputs of which are connected smoke exhaust gas recirculation products 7 and air separation unit 8.

Патрубок с образовавшимися продуктами сгорания с выхода 9 котла 1 подключен через дымосос 10 к газоводяному теплообменнику 11 и далее последовательно к контактному теплообменнику 12, установке абсорбции и извлечения СО2 13, углекислотному компрессору 14, к установке конденсации углекислоты 15, хранилищу углекислоты 16. На выход хранилища 16 подсоединена магистраль 17, сообщающаяся с нагнетательными скважинами 18. Теплообменник 12 соединен с магистралью карбонизированной воды 19, сообщающейся с нагнетательными скважинами 20. Добывающие скважины 21 соединены через сепараторы 22 нефтепроводом 23 и газопроводом 4.Spigot with combustion products formed from the output 9 of the boiler 1 is connected through the exhauster 10 to the gas-water heat exchanger 11 and then sequentially to the contact heat exchanger 12, the installation of absorption and extraction of CO 2 13 Carbon dioxide compressor 14, to install the condensation of carbon dioxide 15, carbon dioxide storage 16. At the output storage 16 connected to the highway 17, communicating with the injection wells 18. The heat exchanger 12 is connected to the line of carbonated water 19, communicating with the injection wells 20. Production wells 21 with Separators 22 are united through the pipeline 23 and the pipeline 4.

Способ осуществляют следующим образом. The method is as follows.

Попутный газ, полученный при разработке нефтяной залежи, подают по трубопроводу 4 на сжигание в котел 1 теплоэлектростанции. Туда же подают искусственный окислитель из смесителя 6, включающий смесь кислорода и рециркулирующих продуктов сгорания от дымососа 7. Кислород получают путем разделения воздуха на кислород и азот на воздухоразделительной установке 8. Количество кислорода и продуктов сгорания в искусственном окислителе изменяют в зависимости от содержания СО2 в попутном газе.Associated gas obtained during the development of the oil reservoir is supplied via pipeline 4 for combustion to the boiler 1 of the thermal power plant. An artificial oxidizer from mixer 6 is supplied there, including a mixture of oxygen and recirculated combustion products from a smoke exhauster 7. Oxygen is obtained by separating air into oxygen and nitrogen in an air separation unit 8. The amount of oxygen and combustion products in an artificial oxidizer is changed depending on the content of CO 2 in associated gas.

Образовавшиеся продукты сгорания, состоящие в основном из смеси углекислоты и водяных паров с выхода 9 котла 1 через дымосос 10 направляют в газоводяной теплообменник 11, где они охлаждаются до 110-130оС, а затем поступают в контактный теплообменник 12, где конденсируется основная масса водяных паров. После контактного теплообменника 12 продукты сгорания направляют в установку абсорбции и извлечения СО2 13. Углекислый газ концентрацией выше 96% поступает в установку компрессии 14 и конденсации 15 двуокиси углерода, где превращается в жидкую углекислоту, которую направляют в хранилище 16. Полученная углекислота затем по магистрали 17 может быть закачана в нагнетательные скважины 18. Туда же, в скважины может быть подана карбонизированная вода по трубопроводу 19 от контактного теплообменника 12. Это повышает нефтеотдачу залежи. Добытую нефть и попутный газ из скважины 21 направляют в сепаратор 22, нефть отделяют и направляют в нефтепровод 23, а газ в газопровод 4. Использование рециркулирующих продуктов сгорания в качестве основы инертной составляющей окислителя вместо азота, как в известных способах, обеспечивает с одной стороны благоприятные условия работы теплообменных поверхностей, снижение температуры горения, а с другой стороны приводит к отсутствию в дымовых газах окислов азота, уменьшает объем дымовых газов за местом отбора, что существенно упрощает задачу их охлаждения и последующей утилизации.The resulting combustion products consisting essentially of a mixture of carbon dioxide and water vapor from the output 9 of the boiler 1 through the exhauster 10 is directed to gas-water heat exchanger 11, where they are cooled to 110-130 ° C, and then enter the contact heat exchanger 12 where it condenses bulk water vapor. After the contact heat exchanger 12, the combustion products are sent to the installation for absorption and extraction of CO 2 13. Carbon dioxide with a concentration above 96% enters the installation of compression 14 and condensation 15 of carbon dioxide, where it is converted into liquid carbon dioxide, which is sent to storage 16. The resulting carbon dioxide is then sent through the line 17 can be pumped into injection wells 18. There, carbonized water can be supplied to the wells through a pipe 19 from the contact heat exchanger 12. This increases the oil recovery of the reservoir. The extracted oil and associated gas from the well 21 are sent to the separator 22, the oil is separated and sent to the oil pipe 23, and the gas to the gas pipe 4. The use of recirculated combustion products as the basis of the inert component of the oxidizing agent instead of nitrogen, as in the known methods, provides on the one hand favorable working conditions of heat-exchange surfaces, a decrease in the combustion temperature, and on the other hand leads to the absence of nitrogen oxides in the flue gases, reduces the volume of flue gases behind the sampling point, which greatly simplifies the tasks their cooling and subsequent disposal.

П р и м е р. Нефтяную залежь с извлекаемыми запасами нефти 30 млн.т. имеющей 10% попутного газа, разрабатывают рядами нагнетательных и добывающих скважин. В качестве рабочего агента, закачиваемого в нагнетательные скважины, используют углекислоту, образующуюся при сжигании попутного газа в окислителе. На начальном этапе отделяют от нефти попутный газ, который не содержит углекислого газа. Попутный газ сжигается в окислителе. При этом окислитель состоит из кислорода, углекислого газа и водяного пара в соотношении по объему 1: 2:2. Соотношение между окислителем и попутным газом по объему поддерживают 1: 10, что соответствует стехиометрическому соотношению при горении между кислородом и углеводородным газом. PRI me R. Oil field with recoverable oil reserves of 30 million tons. having 10% associated gas, is developed in rows of injection and production wells. As the working agent injected into the injection wells, carbon dioxide is formed, which is formed during the combustion of associated gas in the oxidizing agent. At the initial stage, associated gas, which does not contain carbon dioxide, is separated from oil. Associated gas is burned in an oxidizing agent. In this case, the oxidizing agent consists of oxygen, carbon dioxide and water vapor in a volume ratio of 1: 2: 2. The ratio between the oxidizing agent and associated gas by volume is maintained at 1: 10, which corresponds to a stoichiometric ratio during combustion between oxygen and hydrocarbon gas.

При суточной добыче 3000 т нефти на сжигание оставляют 300 т углеводородного газа. После сжигания получают 400-500 т углекислоты и 400-500 т карбонизированной воды, которые закачивают через нагнетательные скважины. With daily production of 3000 tons of oil, 300 tons of hydrocarbon gas are left for combustion. After combustion, 400-500 tons of carbon dioxide and 400-500 tons of carbonated water are obtained, which are pumped through injection wells.

По мере разработки нефтяной залежи в нефти и попутном газе появляется все больше углекислого газа. Через 10 лет разработки доля углекислого газа составляет 15% от доли углеводородного газа. При этом окислитель готовят из кислорода, углекислого газа и водяного пара также в соотношении по объему 1: 2,5:1,5. Соотношение между окислителем и попутным газом по объему составляет 1:8. As the development of oil deposits in oil and associated gas, more and more carbon dioxide appears. After 10 years of development, the share of carbon dioxide is 15% of the share of hydrocarbon gas. In this case, the oxidizing agent is prepared from oxygen, carbon dioxide and water vapor also in a volume ratio of 1: 2.5: 1.5. The ratio between oxidizer and associated gas by volume is 1: 8.

Через 25 лет разработки доля углекислого газа составляет 50% от доли углеводородного газа. При этом окислитель готовят из кислорода, углекислого газа и водяного пара также в соотношении 1:3:1. Соотношение между окислителем и попутным газом по объему составляет 1:5. After 25 years of development, the share of carbon dioxide is 50% of the share of hydrocarbon gas. In this case, the oxidizing agent is prepared from oxygen, carbon dioxide and water vapor also in a ratio of 1: 3: 1. The ratio between oxidizer and associated gas by volume is 1: 5.

При использовании в качестве рабочего агента воды коэффициент нефтеотдачи составляет 0,4, а при использовании углекислоты и карбонизированной воды 0,5. When using water as a working agent, the oil recovery coefficient is 0.4, and when using carbon dioxide and carbonated water, 0.5.

Таким образом, предложенный способ позволяет утилизировать попутный газ, забалластированный углекислым газом до 60% исключить загрязнение окружающей среды, поскольку все продукты сгорания закачиваются в нефтяную залежь, и повысить нефтеотдачу залежи. Thus, the proposed method allows to utilize associated gas, ballasted with carbon dioxide up to 60% to eliminate environmental pollution, since all combustion products are pumped into the oil reservoir, and to increase the oil recovery of the reservoir.

Claims (2)

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины с последующим отделением от нефти попутного газа и его сжиганием, отличающийся тем, что сжигание попутного газа производят в окислителе, состоящем из смеси кислорода и рециркулирующих продуктов сгорания попутного газа, содержащих углекислый газ и водяной пар, причем соотношение между продуктами сгорания попутного газа и кислородом окислителя поддерживают стехиометрическим путем регулирования объема рециркулирующих продуктов сгорания в зависимости от содержания углекислого газа в попутном газе. 1. A METHOD FOR DEVELOPING AN OIL DEPOSIT, which includes injecting a working agent through injection wells and extracting oil through production wells, followed by separating associated gas from oil and burning it, characterized in that the associated gas is burned in an oxidizing agent consisting of a mixture of oxygen and recirculated combustion products associated gas containing carbon dioxide and water vapor, and the ratio between the products of combustion of associated gas and oxygen oxidizer support stoichiometric by adjusting the volume of recirculated combustion products, depending on the carbon dioxide content in the associated gas. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента в нагнетательные скважины закачивают продукты сгорания попутного газа в виде углекислоты или карбонизированной воды. 2. The method according to p. 1, characterized in that, as a working agent, the products of associated gas combustion in the form of carbon dioxide or carbonated water are pumped into injection wells.
RU93014113A 1993-03-18 1993-03-18 Oil bed working method RU2038467C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU93014113A RU2038467C1 (en) 1993-03-18 1993-03-18 Oil bed working method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU93014113A RU2038467C1 (en) 1993-03-18 1993-03-18 Oil bed working method

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU93014113A RU93014113A (en) 1995-06-27
RU2038467C1 true RU2038467C1 (en) 1995-06-27

Family

ID=20138820

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU93014113A RU2038467C1 (en) 1993-03-18 1993-03-18 Oil bed working method

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2038467C1 (en)

Cited By (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2002075112A1 (en) * 2001-03-15 2002-09-26 Alexei Leonidovich Zapadinski Method for developing a hydrocarbon reservoir (variants) and complex for carrying out said method (variants)
RU2478074C2 (en) * 2007-11-06 2013-03-27 Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед Method to inject carbon dioxide
RU2490440C1 (en) * 2012-09-11 2013-08-20 Государственный научный центр Российской Федерации - федеральное государственное унитарное предприятие "Исследовательский Центр имени М.В. Келдыша" Oil production method
RU2514076C2 (en) * 2011-03-03 2014-04-27 Галадигма ЛЛС Method of carbon dioxide recovery in aquifer
RU2514078C2 (en) * 2011-03-03 2014-04-27 Галадигма ЛЛС Method of development of depleted deposits of natural hydrocarbons
RU2677524C1 (en) * 2017-11-15 2019-01-17 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" Liquid carbon dioxide pumping into the oil well mobile system
RU2704660C1 (en) * 2018-12-04 2019-10-30 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of oil deposit using injection of carbon dioxide
RU2746005C2 (en) * 2019-08-19 2021-04-05 Алексей Леонидович Западинский Hydrocarbon extraction system
RU2746004C2 (en) * 2019-08-19 2021-04-05 Алексей Леонидович Западинский Hydrocarbons extraction method
WO2022169385A1 (en) 2021-02-08 2022-08-11 Алексей Леонидович ЗАПАДИНСКИЙ System for extracting a hydrocarbon-containing fluid from a hydrocarbon deposit
RU2780045C1 (en) * 2021-12-17 2022-09-19 Общество С Ограниченной Ответственностью "Комплексные Экологические Технологии" Method for utilization of associated petroleum gases in the fields

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
1. Астахов В.А. и др. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений с воздействием на пласты сероводородсодержащими газами. Нефтяное хозяйство, N 11, 1991, с.12-14. *
2. Динков В.А. Нефть СССР, М.: Недра, 1987, с.310-322. *

Cited By (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2002075112A1 (en) * 2001-03-15 2002-09-26 Alexei Leonidovich Zapadinski Method for developing a hydrocarbon reservoir (variants) and complex for carrying out said method (variants)
RU2478074C2 (en) * 2007-11-06 2013-03-27 Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед Method to inject carbon dioxide
RU2514076C2 (en) * 2011-03-03 2014-04-27 Галадигма ЛЛС Method of carbon dioxide recovery in aquifer
RU2514078C2 (en) * 2011-03-03 2014-04-27 Галадигма ЛЛС Method of development of depleted deposits of natural hydrocarbons
RU2490440C1 (en) * 2012-09-11 2013-08-20 Государственный научный центр Российской Федерации - федеральное государственное унитарное предприятие "Исследовательский Центр имени М.В. Келдыша" Oil production method
RU2677524C1 (en) * 2017-11-15 2019-01-17 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" Liquid carbon dioxide pumping into the oil well mobile system
RU2704660C1 (en) * 2018-12-04 2019-10-30 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of oil deposit using injection of carbon dioxide
RU2746005C2 (en) * 2019-08-19 2021-04-05 Алексей Леонидович Западинский Hydrocarbon extraction system
RU2746004C2 (en) * 2019-08-19 2021-04-05 Алексей Леонидович Западинский Hydrocarbons extraction method
WO2022169385A1 (en) 2021-02-08 2022-08-11 Алексей Леонидович ЗАПАДИНСКИЙ System for extracting a hydrocarbon-containing fluid from a hydrocarbon deposit
RU2780045C1 (en) * 2021-12-17 2022-09-19 Общество С Ограниченной Ответственностью "Комплексные Экологические Технологии" Method for utilization of associated petroleum gases in the fields

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7770640B2 (en) Carbon dioxide enriched flue gas injection for hydrocarbon recovery
RU2128683C1 (en) Method of utilizing solid fuels with low calorific capacity
SE531872C2 (en) Procedure for incremental energy conversion
CN102431974B (en) Oxygen-enriched combustion poly-generation process and equipment for steam injection boiler in oil field
RU2038467C1 (en) Oil bed working method
CA2984020A1 (en) Method for utilization of the inner energy of an aquifer fluid in a geothermal plant
CH702225B1 (en) Power generation system.
EP1827656A1 (en) Method for removing and recovering co2 from an exhaust gas
EA004996B1 (en) Environmentally friendly method for generating energy from natural gas
CA2717051C (en) Thermal power plant with co2 sequestration
CN104501176A (en) Harmless disposal system for refuse and method for refuse disposal by harmless disposal system
CA2371141C (en) Combustion of pyrolysis oil
CN109724070B (en) Pressurized oxygen-enriched coal burning system and method
CA2206802A1 (en) Heavy oil emulsion fuel combustion apparatus
US4765132A (en) Process for combustion of a fuel containing sulfur through the use of a gas turbine
US5092121A (en) Process for combustion of a fuel containing sulfur through the use of a gas turbine
RU2816145C1 (en) Method for underground coal gasification with electric power generation
CA2265312A1 (en) Method for converting the energy of compressed gas into useful work and gas turbine (combined cycle) power plant for implementing the method
RU2272915C1 (en) Method of operation of gas-steam plant
RU2746004C2 (en) Hydrocarbons extraction method
EP0216815A1 (en) Hybrid steam/gas turbine machine
CN220183134U (en) High-concentration CO for carbonization device 2 Generating system
CN214218533U (en) Direct drying treatment system of mud based on existing equipment of thermal power factory
US7445761B1 (en) Method and system for providing compressed substantially oxygen-free exhaust gas for industrial purposes
RU2746005C2 (en) Hydrocarbon extraction system