RU2187626C1 - Method of development of hydrocarbon material pool (versions) - Google Patents

Method of development of hydrocarbon material pool (versions) Download PDF

Info

Publication number
RU2187626C1
RU2187626C1 RU2001127126A RU2001127126A RU2187626C1 RU 2187626 C1 RU2187626 C1 RU 2187626C1 RU 2001127126 A RU2001127126 A RU 2001127126A RU 2001127126 A RU2001127126 A RU 2001127126A RU 2187626 C1 RU2187626 C1 RU 2187626C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
air
mixture
power plant
gaseous mixture
Prior art date
Application number
RU2001127126A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
А.Л. Западинский
Original Assignee
Западинский Алексей Леонидович
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
Priority to RU2001127126A priority Critical patent/RU2187626C1/en
Application filed by Западинский Алексей Леонидович filed Critical Западинский Алексей Леонидович
Priority to PCT/RU2002/000005 priority patent/WO2002075112A1/en
Priority to JP2002574487A priority patent/JP4050620B2/en
Priority to DE60227355T priority patent/DE60227355D1/en
Priority to EP02700914A priority patent/EP1378627B1/en
Priority to AU2002233849A priority patent/AU2002233849B2/en
Priority to US10/471,831 priority patent/US7299868B2/en
Priority to CA002441272A priority patent/CA2441272C/en
Priority to AT02700914T priority patent/ATE399928T1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2187626C1 publication Critical patent/RU2187626C1/en
Priority to NO20034100A priority patent/NO328999B1/en

Links

Landscapes

  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

FIELD: development of oil and gas-condensate fields. SUBSTANCE: both versions of invention provide for withdrawal of fluid containing hydrocarbon through, at least, one producing well; separation of all gaseous mixture or its part from fluid; injection of gas through, at least, one injection well. All separated gaseous mixture or its part is burnt in power plant with use of air as oxidizer and production of effluent gases containing nitrogen and carbon dioxide. At least one part of effluent gases is compresses and subsequently used as gas for injection or as a part of injected gas. In the first version of offered method, air used as oxidizer and corresponding all separated gaseous mixture or its one part is mixed for formation of gas-air mixture which is compresses and ignited in course of compression of after compression. In the second version, air is used as oxidizer, and correspondingly all separated gaseous mixture or its part is compressed and then mixed to form gas-air mixture in course of ignition or before ignition of gas- air mixture. EFFECT: reduced power consumption with increased production rate of producing well and pool oil recovery with increased power generation. 44 cl, 1 dwg

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 способ разработки залежей углеводородного сырья, согласно которому вскрывают продуктивный пласт скважинами, осуществляют добычу нефти и газа через добывающие скважины, осуществляют разогрев продуктивного пласта /см. , например, авторское свидетельство СССР 1629504, кл. Е21В 43/24, опуб. 23.02.91/. A known method for the development of hydrocarbon deposits, according to which open the reservoir by wells, carry out oil and gas production through the wells, carry out the heating of the reservoir / cm , for example, USSR copyright certificate 1629504, cl. ЕВВ 43/24, publ. 02/23/91 /.

К недостаткам известного способа разработки можно отнести сравнительно низкую эффективность процесса, так как часть нефти сгорает при разогреве продуктивного пласта. Кроме того, для поддержания горения необходима подача кислородосодержащего агента, в связи с чем дополнительно расходуется энергия. The disadvantages of the known development method include the relatively low efficiency of the process, since part of the oil burns when the reservoir is heated. In addition, to maintain combustion, the supply of an oxygen-containing agent is necessary, and therefore energy is additionally consumed.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ добычи нефти, при котором производят отбор содержащего углеводороды флюида не менее чем через одну добывающую скважину, отделение от флюида всей газообразной смеси (в виде нефтяного газа) или ее части, нагнетание газа (в частности, азота и двуокиси углерода) не менее чем через одну нагнетательную скважину /см. , например, Петерсен А. Эксперименты по вытеснению нефти с применением N2 и СО2. Инженер-Нефтяник, 1978, 11, c.21/.The closest in technical essence and the achieved result is a method of oil production, in which the selection of hydrocarbon-containing fluid is carried out through at least one production well, separation of the entire gaseous mixture (in the form of oil gas) from the fluid or its part, injection of gas (in particular nitrogen and carbon dioxide) through at least one injection well / cm. , for example, Petersen A. Oil displacement experiments using N 2 and CO 2 . Oil Engineer, 1978, 11, p.21 /.

К недостаткам данного способа можно отнести то, что повышение дебита скважин и нефтеотдачи обеспечивается при значительных затратах энергии, причем рабочий агент - нагнетаемый газ и энергию не вырабатывают, а только расходуют. The disadvantages of this method include the fact that increasing the flow rate of wells and oil recovery is provided at a significant energy cost, and the working agent is injected gas and energy is not generated, but only consumed.

Изобретение направлено на снижение энергоемкости (удельных затрат энергии) процесса при 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 during the development of oil fields (respectively, condensate recovery during the development of gas condensate fields), in addition, to increasing the amount of generated electric and thermal energy, reducing the negative environmental consequences of the field development process hydrocarbon raw materials.

Технический результат в первом из вариантов осуществления предлагаемого способа, включающем отбор содержащего углеводороды флюида не менее чем через одну добывающую скважину, отделение от флюида всей газообразной смеси или ее части, нагнетание газа не менее чем через одну нагнетательную скважину, достигается за счет того, что всю отделенную газообразную смесь или ее часть сжигают в энергосиловой установке с использованием воздуха в качестве окислителя и получением отходящих газов, содержащих в качестве компонентов их состава азот и двуокись углерода, причем воздух, используемый в качестве окислителя, и соответственно всю отделенную газообразную смесь или ее часть смешивают с возможностью образования газовоздушной смеси, а газовоздушную смесь сжимают и воспламеняют в процессе сжатия или после сжатия последней, кроме этого, по крайней мере часть отходящих газов энергосиловой установки сжимают и в последующем используют в качестве нагнетаемого газа или в качестве части нагнетаемого газа; при сжигании в энергосиловой установке всей отделенной газообразной смеси или ее части вырабатывают электрическую и/или тепловую энергию; не менее чем через одну нагнетательную скважину нагнетают воду, при этом газ и воду нагнетают одновременно или поочередно; используемый в качестве окислителя воздух и по крайней мере часть отделенной газообразной смеси смешивают в энергосиловой установке и/или газовоздушную смесь сжимают в энергосиловой установке; газовоздушную смесь сжимают в процессе ее образования и/или после ее образования; при сжатии газовоздушной смеси давление последней устанавливают в зависимости от состава отделенной газообразной смеси; до образования газовоздушной смеси по крайней часть отделенной газообразной смеси и/или воздух, используемый в качестве окислителя, сжимают; до сжатия газовоздушной смеси последнюю нагревают и/или до образования газовоздушной смеси нагревают по крайней мере часть отделенной газообразной смеси; пропорцию между воздухом, содержащимся в газовоздушной смеси, и горючими компонентами газовоздушной смеси поддерживают таким образом, что газовоздушная смесь содержит теоретически необходимое количество воздуха для окисления ее горючих компонентов или газовоздушная смесь содержит больше воздуха, чем теоретически необходимо для окисления ее горючих компонентов; пропорцию между воздухом, содержащимся в газовоздушной смеси, и горючими компонентами газовоздушной смеси поддерживают таким образом, что газовоздушная смесь содержит меньше воздуха, чем теоретически необходимо для окисления ее горючих компонентов; газовоздушная смесь содержит по крайней мере часть отделенной газообразной смеси, воздух, используемый в качестве окислителя, и часть отходящих газов энергосиловой установки; по крайней мере часть отделенной газообразной смеси и/или воздух, используемый в качестве окислителя, смешивают с частью отходящих газов энергосиловой установки до образования газовоздушной смеси; в процессе сжатия или до сжатия газовоздушной смеси последнюю смешивают с частью отходящих газов энергосиловой установки; до поступления нагнетаемого газа не менее чем в одну нагнетательную скважину по крайней мере часть отходящих газов предварительно сжимают, после чего снижают в них процентное содержание влаги, затем отходящие газы дополнительно сжимают и в последующем используют в качестве нагнетаемого газа или в качестве части нагнетаемого газа; нагнетаемую воду до ее поступления не менее чем в одну нагнетательную скважину нагревают с использованием полученной в энергосиловой установке тепловой и/или электрической энергии; до поступления нагнетаемого газа не менее чем в одну нагнетательную скважину его нагревают с использованием полученной в энергосиловой установке тепловой или/и электрической энергии; давление и/или температуру нагнетаемого газа и/или нагнетаемой воды устанавливают в зависимости от геолого-физической характеристики месторождения и от стадии его разработки; состав нагнетаемого газа и его количество устанавливают в зависимости от геолого-физической характеристики месторождения и от стадии его разработки, в частности, нагнетаемый газ доводят до требуемого состава путем снижения процентного содержания азота в отходящих газах энергосиловой установки, используемых в качестве нагнетаемого газа или в качестве части нагнетаемого газа; до образования газовоздушной смеси по крайней мере в части отделенной газообразной смеси производят снижение процентного содержания влаги и/или вызывающих коррозию компонентов; до воспламенения газовоздушной смеси в нее дополнительно вводят жидкие или газообразные вещества, в частности горючие вещества; до поступления нагнетаемого газа не менее чем в одну нагнетательную скважину в нем производят снижение процентного содержания влаги и/или вызывающих коррозию компонентов; газ нагнетают не менее чем через одну добывающую скважину; по крайней мере часть отделенной газообразной смеси разделяют с получением азота и/или двуокиси углерода, затем азот и/или двуокись углерода смешивают по крайней мере с частью отходящих газов энергосиловой установки, после чего эту смесь используют в качестве нагнетаемого газа или в качестве части нагнетаемого газа. The technical result in the first embodiment of the proposed method, including the selection of hydrocarbon-containing fluid through at least one production well, separating all or part of the gaseous mixture from the fluid, injecting gas through at least one injection well, is achieved due to the fact that the separated gaseous mixture or part of it is burned in a power plant using air as an oxidizing agent and producing exhaust gases containing nitrogen and carbon monoxide, the air used as an oxidizing agent and, accordingly, all or part of the separated gaseous mixture being mixed with the possibility of forming an air-gas mixture, and the gas-air mixture is compressed and ignited during compression or after compression of the latter, in addition, at least part of the exhaust gases a power plant is compressed and subsequently used as an injection gas or as part of an injection gas; when burning in the power plant all or part of the separated gaseous mixture, electric and / or thermal energy is generated; water is pumped through at least one injection well, while gas and water are pumped simultaneously or alternately; the air used as an oxidizing agent and at least a part of the separated gaseous mixture are mixed in a power plant and / or a gas-air mixture is compressed in a power plant; the gas-air mixture is compressed during its formation and / or after its formation; when compressing a gas-air mixture, the pressure of the latter is set depending on the composition of the separated gaseous mixture; until an air-gas mixture forms, at least a portion of the separated gaseous mixture and / or air used as an oxidizing agent are compressed; until the gas-air mixture is compressed, the latter is heated and / or at least part of the separated gaseous mixture is heated until the gas-air mixture is formed; the proportion between the air contained in the gas-air mixture and the combustible components of the gas-air mixture is maintained in such a way that the gas-air mixture contains the theoretically necessary amount of air to oxidize its combustible components or the gas-air mixture contains more air than is theoretically necessary for the oxidation of its combustible components; the proportion between the air contained in the gas-air mixture and the combustible components of the gas-air mixture is maintained in such a way that the gas-air mixture contains less air than is theoretically necessary for the oxidation of its combustible components; the gas-air mixture contains at least a portion of the separated gaseous mixture, air used as an oxidizing agent, and a portion of the exhaust gases of the power plant; at least a portion of the separated gaseous mixture and / or air used as an oxidizing agent is mixed with a portion of the exhaust gases of the power plant until an air-gas mixture is formed; during compression or before compression of the gas-air mixture, the latter is mixed with part of the exhaust gases of the power plant; before the injection gas arrives in at least one injection well, at least a portion of the exhaust gases is precompressed, then the percentage of moisture is reduced in them, then the exhaust gases are additionally compressed and subsequently used as the injection gas or as part of the injection gas; injected water is heated up to at least one injection well using heat and / or electric energy obtained in a power plant; until the injected gas enters at least one injection well, it is heated using the heat and / or electric energy obtained in the power plant; the pressure and / or temperature of the injected gas and / or injected water is set depending on the geological and physical characteristics of the field and on the stage of its development; the composition of the injected gas and its amount is determined depending on the geological and physical characteristics of the field and on the stage of its development, in particular, the injected gas is adjusted to the required composition by reducing the percentage of nitrogen in the exhaust gases of the power plant used as injected gas or as part injection gas; before the formation of the gas-air mixture, at least in part of the separated gaseous mixture, the percentage of moisture and / or corrosion-causing components is reduced; before igniting the gas-air mixture, liquid or gaseous substances, in particular combustible substances, are additionally introduced into it; before the injection gas arrives in at least one injection well, the percentage of moisture and / or components causing corrosion is reduced in it; gas is injected through at least one production well; at least a portion of the separated gaseous mixture is separated to produce nitrogen and / or carbon dioxide, then nitrogen and / or carbon dioxide is mixed with at least a portion of the exhaust gases of the power plant, after which this mixture is used as the injection gas or as part of the injection gas .

Технический результат во втором из вариантов осуществления предлагаемого способа, включающем отбор содержащего углеводороды флюида не менее чем через одну добывающую скважину, отделение от флюида всей газообразной смеси или ее части, нагнетание газа не менее чем через одну нагнетательную скважину, достигается за счет того, что всю отделенную газообразную смесь или ее часть сжигают в энергосиловой установке с использованием воздуха в качестве окислителя и получением отходящих газов, содержащих в качестве компонентов их состава азот и двуокись углерода, причем воздух, используемый в качестве окислителя, и соответственно всю отделенную газообразную смесь или ее часть сжимают и затем смешивают с возможностью образования газовоздушной смеси в процессе воспламенения или до воспламенения последней, а по крайней мере часть отходящих газов энергосиловой установки сжимают и в последующем используют в качестве нагнетаемого газа или в качестве части нагнетаемого газа; при сжигании в энергосиловой установке всей отделенной газообразной смеси или ее части вырабатывают электрическую и/или тепловую энергию; не менее чем через одну нагнетательную скважину нагнетают воду, при этом газ и воду нагнетают одновременно или поочередно; используемый в качестве окислителя воздух и по крайней мере часть отделенной газообразной смеси смешивают в энергосиловой установке и/или сжимают в энергосиловой установке; давление сжимаемого воздуха, используемого в качестве окислителя, и давление сжимаемой газообразной смеси устанавливают в зависимости от состава последней; до сжатия всей отделенной газообразной смеси или ее части нагревают соответственно всю отделенную газообразную смесь или ее часть; пропорцию между воздухом, содержащимся в газовоздушной смеси, и горючими компонентами газовоздушной смеси поддерживают таким образом, что газовоздушная смесь содержит теоретически необходимое количество воздуха для окисления ее горючих компонентов или газовоздушная смесь содержит больше воздуха, чем теоретически необходимо для окисления ее горючих компонентов; пропорцию между воздухом, содержащимся в газовоздушной смеси, и горючими компонентами газовоздушной смеси поддерживают таким образом, что газовоздушная смесь содержит меньше воздуха, чем теоретически необходимо для окисления ее горючих компонентов; газовоздушная смесь содержит по крайней мере часть отделенной газообразной смеси, воздух, используемый в качестве окислителя, и часть отходящих газов энергосиловой установки; по крайней мере часть отделенной газообразной смеси и/или воздух, используемый в качестве окислителя, смешивают с частью отходящих газов энергосиловой установки с возможностью образования газовоздушной смеси в процессе воспламенения или до воспламенения последней; в процессе воспламенения или до воспламенения газовоздушной смеси последнюю смешивают с частью отходящих газов энергосиловой установки; до поступления нагнетаемого газа не менее чем в одну нагнетательную скважину по крайней мере часть отходящих газов предварительно сжимают, после чего снижают в них процентное содержание влаги, затем отходящие газы дополнительно сжимают и в последующем используют в качестве нагнетаемого газа или в качестве части нагнетаемого газа; нагнетаемую воду до ее поступления не менее чем в одну нагнетательную скважину нагревают с использованием полученной в энергосиловой установке тепловой и/или электрической энергии; до поступления нагнетаемого газа не менее чем в одну нагнетательную скважину его нагревают с использованием полученной в энергосиловой установке тепловой или/и электрической энергии; давление и/или температуру нагнетаемого газа и/или нагнетаемой воды устанавливают в зависимости от геолого-физической характеристики месторождения и от стадии его разработки; состав нагнетаемого газа и его количество устанавливают в зависимости от геолого-физической характеристики месторождения и от стадии его разработки, в частности, нагнетаемый газ доводят до требуемого состава путем снижения процентного содержания азота в отходящих газах энергосиловой установки, используемых в качестве нагнетаемого газа или в качестве части нагнетаемого газа; до сжатия по крайней мере части отделенной газообразной смеси в ней производят снижение процентного содержания влаги и/или вызывающих коррозию компонентов; до воспламенения газовоздушной смеси в нее дополнительно вводят жидкие или газообразные вещества, в частности, горючие вещества; до поступления нагнетаемого газа не менее чем в одну нагнетательную скважину в нем производят снижение процентного содержания влаги и/или вызывающих коррозию компонентов; газ нагнетают не менее чем через одну добывающую скважину; по крайней мере часть отделенной газообразной смеси разделяют с получением азота и/или двуокиси углерода, затем азот и/или двуокись углерода смешивают по крайней мере с частью отходящих газов энергосиловой установки, после чего эту смесь используют в качестве нагнетаемого газа или в качестве части нагнетаемого газа. The technical result in the second embodiment of the proposed method, including the selection of hydrocarbon-containing fluid through at least one production well, separating all or part of the gaseous mixture from the fluid, injecting gas through at least one injection well, is achieved due to the fact that the separated gaseous mixture or a part thereof is burned in a power plant using air as an oxidizing agent and producing exhaust gases containing nitrogen as components of their composition and carbon dioxide, moreover, the air used as an oxidizing agent and, accordingly, all or part of the separated gaseous mixture is compressed and then mixed with the possibility of forming an air-gas mixture during ignition or before ignition of the latter, and at least part of the exhaust gases of the power plant are compressed and subsequently used as injection gas or as part of the injection gas; when burning in the power plant all or part of the separated gaseous mixture, electric and / or thermal energy is generated; water is pumped through at least one injection well, while gas and water are pumped simultaneously or alternately; the air used as an oxidizing agent and at least a portion of the separated gaseous mixture are mixed in a power plant and / or compressed in a power plant; the pressure of the compressible air used as an oxidizing agent and the pressure of the compressible gaseous mixture are set depending on the composition of the latter; before compressing the entire separated gaseous mixture or part thereof, respectively, the whole separated gaseous mixture or part thereof is heated; the proportion between the air contained in the gas-air mixture and the combustible components of the gas-air mixture is maintained in such a way that the gas-air mixture contains the theoretically necessary amount of air to oxidize its combustible components or the gas-air mixture contains more air than is theoretically necessary for the oxidation of its combustible components; the proportion between the air contained in the gas-air mixture and the combustible components of the gas-air mixture is maintained in such a way that the gas-air mixture contains less air than is theoretically necessary for the oxidation of its combustible components; the gas-air mixture contains at least a portion of the separated gaseous mixture, air used as an oxidizing agent, and a portion of the exhaust gases of the power plant; at least a portion of the separated gaseous mixture and / or air used as an oxidizing agent is mixed with a portion of the exhaust gases of the power plant with the possibility of forming an air-gas mixture during ignition or before ignition of the latter; in the process of ignition or before ignition of the gas-air mixture, the latter is mixed with part of the exhaust gases of the power plant; before the injection gas arrives in at least one injection well, at least a portion of the exhaust gases is precompressed, then the percentage of moisture is reduced in them, then the exhaust gases are additionally compressed and subsequently used as the injection gas or as part of the injection gas; injected water is heated up to at least one injection well using heat and / or electric energy obtained in a power plant; until the injected gas enters at least one injection well, it is heated using the heat and / or electric energy obtained in the power plant; the pressure and / or temperature of the injected gas and / or injected water is set depending on the geological and physical characteristics of the field and on the stage of its development; the composition of the injected gas and its amount is determined depending on the geological and physical characteristics of the field and on the stage of its development, in particular, the injected gas is adjusted to the required composition by reducing the percentage of nitrogen in the exhaust gases of the power plant used as injected gas or as part injection gas; before compression, at least part of the separated gaseous mixture in it produce a reduction in the percentage of moisture and / or components causing corrosion; before igniting the gas-air mixture, liquid or gaseous substances, in particular, combustible substances, are additionally introduced into it; before the injection gas arrives in at least one injection well, the percentage of moisture and / or corrosion-causing components is reduced in it; gas is injected through at least one production well; at least a portion of the separated gaseous mixture is separated to produce nitrogen and / or carbon dioxide, then nitrogen and / or carbon dioxide are mixed with at least a portion of the exhaust gases of the power plant, after which this mixture is used as an injection gas or as part of an injection gas .

Известно нагнетание в залежь отходящих газов установок, в частности, в составе парогазовой смеси /см., например, патент на изобретение 2046933 кл. Е 21 В 43/24, опуб. 27.10.95/. Однако вышеназванный технический результат не достигается, так как расходуют энергию при выработке воздействующей на залежь парогазовой смеси. При этом для ее получения от добываемого флюида не отделяется (соответственно не используется) газообразная смесь, содержащая углеводороды. В известном способе /см. авторское свидетельство СССР 1729300, кл. Е21В 43/24, опуб. 23.04.92/ от добываемого флюида отделяют газообразную смесь, вырабатывают пар и электрическую энергию, нагнетают часть пара в залежь. Однако вышеназванный технический результат не достигается, так как энергия расходуется для выработки части пара, воздействующей на залежь. При этом для воздействия на залежь не используют отходящие газы, полученные после расщепления (также с затратами части энергии) смеси другой части пара с метаном (который содержится в отделенной от флюида газообразной смеси). Вышеназванный технический результат в предлагаемом способе достигается благодаря тому, что в совокупности с другими существенными признаками, указанными в формуле, всю отделенную газообразную смесь или ее часть сжигают в энергосиловой установке с использованием воздуха в качестве окислителя и получением отходящих газов, содержащих в качестве компонентов их состава азот и двуокись углерода, причем
- воздух, используемый в качестве окислителя, и соответственно всю отделенную газообразную смесь или ее часть смешивают с возможностью образования газовоздушной смеси, а газовоздушную смесь сжимают и воспламеняют в процессе сжатия или после сжатия последней (в первом варианте осуществления предлагаемого способа);
- воздух, используемый в качестве окислителя, и соответственно всю отделенную газообразную смесь или ее часть сжимают и затем смешивают с возможностью образования газовоздушной смеси в процессе воспламенения или до воспламенения последней (во втором варианте осуществления предлагаемого способа).It is known to inject plants into the exhaust gas pool, in particular as part of a gas-vapor mixture / see, for example, patent for invention 2046933 class. E 21 B 43/24, publ. 10.27.95 /. However, the aforementioned technical result is not achieved, since they consume energy when generating a vapor-gas mixture acting on the reservoir. Moreover, to obtain it, a gaseous mixture containing hydrocarbons is not separated (respectively, not used) from the produced fluid. In the known method / see USSR copyright certificate 1729300, cl. ЕВВ 43/24, publ. 04/23/92 / a gaseous mixture is separated from the produced fluid, steam and electric energy are generated, part of the steam is pumped into the reservoir. However, the above technical result is not achieved, since the energy is spent to generate part of the steam acting on the reservoir. At the same time, the waste gases obtained after splitting (also with the expenditure of a part of energy) of a mixture of another part of steam with methane (which is contained in a gaseous mixture separated from the fluid) are not used to affect the reservoir. The above technical result in the proposed method is achieved due to the fact that, in combination with other essential features specified in the formula, the entire separated gaseous mixture or part of it is burned in a power plant using air as an oxidizing agent and producing exhaust gases containing components of their composition nitrogen and carbon dioxide, and
- air used as an oxidizing agent, and accordingly all or part of the separated gaseous mixture is mixed with the possibility of forming an air-gas mixture, and the gas-air mixture is compressed and ignited during compression or after compression of the latter (in the first embodiment of the proposed method);
- air used as an oxidizing agent, and accordingly, all or part of the separated gaseous mixture is compressed and then mixed with the possibility of forming an air-gas mixture during ignition or before ignition of the latter (in the second embodiment of the proposed method).

Это позволит при закачке рабочего агента (газа, содержащего по крайней мере часть отходящих газов энергосиловой установки, в частности, по крайней мере часть количества азота и двуокиси углерода), например, в нефтяные залежи повысить дебит добывающих скважин и нефтеотдачу, что, в свою очередь, приведет к увеличению подачи и количества отделенной от добываемого флюида газообразной смеси - нефтяного газа. Увеличение подачи и количества нефтяного газа, поступающего в энергосиловую установку, обеспечит возможность повышения ее мощности (то есть мощности, генерируемой энергосиловой установкой), количества выработанной энергии (например, электрической и/или тепловой энергии), а также количества выработанного рабочего агента. При этом увеличение подачи и количества нефтяного газа (соответственно повышение мощности энергосиловой установки, увеличение выработки энергии и рабочего агента) 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, поскольку при воздействии рабочего агента (содержащего азот и двуокись углерода) на залежь происходит испарение части углеводородных компонентов. 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 из - 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 МПаУ. //Нефтяное хозяйство, 1985, 1 с. 37/. Вместе с тем по мере закачки рабочего агента в залежь будет также возрастать содержание азота и двуокиси углерода в нефтяном газе. 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. 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 нефтяного газа, забалластированного азотом и двуокисью углерода. То есть повышение дебита добывающих скважин и нефтеотдачи и одновременное увеличение выработки электрической и/или тепловой энергии (и рабочего агента) обеспечиваются при опережающем росте выработки электрической и/или тепловой энергии, а также рабочего агента. Вместе с тем уменьшается возможность воспламенения нефтяного газа, содержащего значительный процент балластных веществ (азота и двуокиси углерода). Аналогично протекает процесс при разработке газоконденсатных месторождений. Увеличивается дебит добывающих скважин и конденсатоотдача, возрастает дебит и количество отделенной от добываемого флюида газообразной смеси, в том числе за счет испарившихся углеводородов из выпавшего в пласте конденсата. При этом отделенная от добываемого флюида газообразная смесь содержит значительное количество балластных веществ (азота и двуокиси углерода) - компонентов рабочего агента.This will allow for the injection of a working agent (gas containing at least part of the exhaust gases of a power plant, in particular at least part of the amount of nitrogen and carbon dioxide), for example, in oil deposits to increase the production rate of oil wells and oil recovery, which, in turn, , will lead to an increase in the supply and quantity of the gaseous mixture separated from the produced fluid - oil gas. An increase in the supply and amount of petroleum gas entering the power plant will provide an opportunity to increase its power (i.e., the power generated by the power plant), the amount of energy generated (e.g., electric and / or thermal energy), as well as the amount of working agent generated. At the same time, an increase in the supply and amount of petroleum gas (correspondingly, an increase in the power of a power plant, an increase in energy production and a working agent) 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 increase in the gas factor, since when a working agent (containing nitrogen and carbon dioxide) acts on the reservoir, part of the hydrocarbon components evaporate. 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, development of oil fields, physics and hydrodynamics of the reservoir. / Proceedings of TatNIPIneft. - Kazan: Tatar Book of - in, 1973, Vol. 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 MPaU. // Oil industry, 1985, 1 p. 37 /. However, as the working agent is pumped into the reservoir, the content of nitrogen and carbon dioxide in the oil gas 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 / cm. Schedel RL EOR + CO 2 = A gas processing challenge. // Oil and Gas Journal, 1982, Vol. 80. N 43, Oct. 25, p. 158 /. Accordingly, the possibility of ignition of petroleum gas ballasted with nitrogen and carbon dioxide will decrease. That is, an increase in the production rate of production wells and oil recovery and a simultaneous increase in the production of electric and / or thermal energy (and a working agent) are ensured with an accelerated growth in the production of electric and / or thermal energy, as well as a working agent. At the same time, the possibility of ignition of oil gas containing a significant percentage of ballast substances (nitrogen and carbon dioxide) is reduced. The process is similar in the development of gas condensate fields. The production wells and condensate flow rate increase, the flow rate and the amount of the gaseous mixture separated from the produced fluid increase, including due to the evaporated hydrocarbons from the condensate deposited in the reservoir. In this case, the gaseous mixture separated from the produced fluid contains a significant amount of ballast substances (nitrogen and carbon dioxide) - components of the working agent.

Для обеспечения возможности сжигания отделенной газообразной смеси (всей смеси или ее части), содержащей углеводородные компоненты и значительное количество балласта (в частности, азота и двуокиси углерода), ее и используемый при сжигании в качестве окислителя воздух смешивают с образованием газовоздушной смеси, которую сжимают, а после сжатия или в процессе сжатия газовоздушную смесь воспламеняют (или их первоначально сжимают, после чего смешивают в процессе воспламенения или до воспламенения газовоздушной смеси). То есть производится воспламенение находящейся под давлением газовоздушной смеси, которая содержит отделенную газообразную смесь (всю смесь или ее часть) и используемый в качестве окислителя воздух. Это позволяет расширить пределы воспламенения и соответственно обеспечить сжигание газообразной смеси, содержащей углеводородные компоненты и достаточно большой процент азота и двуокиси углерода. Например, концентрационные пределы воспламенения метано-воздушной 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/.In order to allow the burning of the separated gaseous mixture (all or part of it) containing hydrocarbon components and a significant amount of ballast (in particular, nitrogen and carbon dioxide), it and air used during combustion as an oxidizing agent are mixed to form an air-gas mixture, which is compressed, and after compression or during compression, the gas-air mixture is ignited (or they are initially compressed, and then mixed in the process of ignition or until the gas-air mixture ignites). That is, a pressurized gas-air mixture is ignited, which contains the separated gaseous mixture (all or part of the mixture) and air used as an oxidizing agent. This allows you to expand the ignition range and, accordingly, ensure the combustion of a gaseous mixture containing hydrocarbon components and 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/или тепловой энергии (и рабочего агента) обеспечиваются при опережающем росте выработки электрической и/или тепловой энергии, а также рабочего агента. Соответственно, благодаря данному свойству, достигается снижение энергоемкости (удельных затрат энергии) процесса разработки нефтяных и газоконденсантных 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 / or thermal energy (and a working agent) are ensured with an accelerated increase in the production of electric and / or thermal energy, as well as working agent. Accordingly, due to this property, a reduction in energy intensity (specific energy consumption) of the process of developing oil and gas condensate fields is achieved.

Принципиальная схема предлагаемого способа приведена на чертеже. Первый из вариантов способа осуществляется следующим образом. От поступающего через добывающие скважины 1 флюида (при разработке нефтяных залежей это флюид, содержащий нефть, воду, газ, а при разработке газоконденсатных залежей это флюид, содержащий конденсат, воду, газ) производится отделение части газообразной смеси или всей газообразной смеси (например, при разработке нефтяных месторождений это нефтяной газ), содержащей углеводородные компоненты, в частности углеводородные газы. Отделение газообразной смеси (всей смеси или ее части) от жидкой фазы флюида может производиться в сепараторе 2. В том случае, если газообразная смесь выделяется из флюида в добывающих скважинах 1, то соответственно ее отделение (отделение по крайней мере части газообразной смеси) от флюида производится непосредственно в добывающих скважинах 1, в частности, отделенная газообразная смесь может поступать из затрубного пространства скважин. Далее в энергосиловой установке 4 сжигают отделенную газообразную смесь (всю отделенную газообразную смесь или ее часть), используя ее в качестве газообразного топлива. Причем отделенную газообразную смесь (всю смесь или ее часть) и используемый при сжигании в качестве окислителя воздух смешивают с возможностью образования газовоздушной смеси. После образования газовоздушной смеси (или в процессе образования газовоздушной смеси) се сжимают, а в процессе сжатия или после сжатия газовоздушной смеси ее воспламеняют. Отметим, что под газовоздушной смесью будем понимать смесь, содержащую газообразное топливо - отделенную газообразную смесь и воздух, используемый при сжигании в качестве окислителя (так же, как и /см., например, Иссерлин А.С. Основы сжигания газового топлива. М.: Недра, 1987, с. 60; Ефимов С.И., Иващенко Н.А., Ивин В.И. и др. Двигатели внутреннего сгорания: Системы поршневых и комбинированных двигателей. М.: Машиностроение, 1985, с. 223/). Смешивание может производиться в энергосиловой установке 4 или в других устройствах (на схеме не показаны). Причем до образования газовоздушной смеси по крайней мере часть отделенной газообразной смеси и/или воздух, используемый в качестве окислителя, могут сжимать для более эффективного последующего смесеобразования. Для того чтобы избежать конденсации влаги при сжатии газовоздушной смеси, до сжатия ее могут нагревать (например, в энергосиловой установке 4) или могут нагревать по крайней мере часть отделенной газообразной смеси до образования газовоздушной смеси. Давление сжимаемой газовоздушной смеси устанавливают в зависимости от состава отделенной газообразной смеси (с учетом метанового числа отделенной газообразной смеси). Сжатие может производиться в устройствах, которые входят в состав энергосиловой установки 4, или в других устройствах, например в компрессорах (на схеме не показаны), которые не входят в состав энергосиловой установки 4. В частности, знергосиловая установка 4 в своем составе может иметь газовый двигатель или газодизель, в которых газообразное топливо - отделенную газообразную смесь (всю смесь или ее часть) и воздух, используемый в качестве окислителя, смешивают, а образованную газовоздушную смесь сжимают и воспламеняют. В зависимости от состава газовоздушной смеси и конструктивных особенностей энергосиловой установки 4 газовоздушную смесь воспламеняют после ее сжатия или в процессе ее сжатия. Например, в газовом двигателе с искровым зажиганием сжатую газовоздушную смесь воспламеняют в конце такта сжатия (то есть газовоздушную смесь воспламеняют в процессе ее сжатия, а момент времени, в который производят воспламенение, могут устанавливать путем выбора соответствующего значения угла опережения зажигания). Также воспламенение газовоздушной смеси (после ее сжатия или в процессе ее сжатия) может производиться путем впрыскивания в нее других горючих веществ (например, в газодизеле в конце такта сжатия в газовоздушную смесь впрыскивают небольшое количество жидкого топлива). A schematic diagram of the proposed method is shown in the drawing. The first variant of the method is as follows. From the 1 fluid entering through production wells (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, water, gas), part of the gaseous mixture or the entire gaseous mixture is separated (for example, oil field development is petroleum gas) containing hydrocarbon components, in particular hydrocarbon gases. Separation of the gaseous mixture (all or part of the mixture) from the liquid phase of the fluid can be carried out in the separator 2. In the event that the gaseous mixture is separated from the fluid in production wells 1, then its separation (separation of at least part of the gaseous mixture) from the fluid produced directly in the producing wells 1, in particular, the separated gaseous mixture can come from the annulus of the wells. Next, in the power plant 4, the separated gaseous mixture (all or part of the separated gaseous mixture) is burned using it as a gaseous fuel. Moreover, the separated gaseous mixture (all or part of the mixture) and the air used during combustion as an oxidizing agent are mixed with the possibility of forming an air-gas mixture. After the formation of the gas-air mixture (or during the formation of the gas-air mixture), it is compressed, and during compression or after compression of the gas-air mixture, it is ignited. Note that by air-gas mixture we mean a mixture containing gaseous fuel - the separated gaseous mixture and air used during combustion as an oxidizing agent (as well as / see, for example, Isserlin AS, Basics of burning gas fuel. M. : Nedra, 1987, p. 60; Efimov S.I., Ivashchenko N.A., Ivin V.I. et al. Internal Combustion Engines: Piston and Combined Engines Systems.M.: Mashinostroenie, 1985, p. 223 / ) Mixing can be carried out in power plant 4 or in other devices (not shown in the diagram). Moreover, before the formation of the gas-air mixture, at least part of the separated gaseous mixture and / or air used as an oxidizing agent can be compressed for more efficient subsequent mixture formation. In order to avoid condensation of moisture during compression of the gas-air mixture, it can be heated to compression (for example, in a power plant 4) or it can be heated at least part of the separated gaseous mixture to form a gas-air mixture. The pressure of the compressible gas-air mixture is set depending on the composition of the separated gaseous mixture (taking into account the methane number of the separated gaseous mixture). Compression can be performed in devices that are part of the power plant 4, or in other devices, for example, compressors (not shown in the diagram), which are not part of the power plant 4. In particular, the power plant 4 may include gas an engine or a gas-diesel, in which the gaseous fuel is the separated gaseous mixture (all or part of the mixture) and the air used as an oxidizing agent is mixed, and the formed air-gas mixture is compressed and ignited. Depending on the composition of the gas-air mixture and the design features of the power plant 4, the gas-air mixture is ignited after its compression or in the process of its compression. For example, in a gas engine with spark ignition, the compressed air-gas mixture is ignited at the end of the compression stroke (that is, the gas-air mixture is ignited during its compression, and the point in time at which the ignition is performed can be set by choosing the appropriate value of the ignition timing). Also, the ignition of the gas-air mixture (after compression or during compression) can be carried out by injecting other combustible substances into it (for example, a small amount of liquid fuel is injected into the gas-gas mixture at the end of the compression stroke).

Второй из вариантов способа осуществляется следующим образом. От поступающего через добывающие скважины 1 флюида (при разработке нефтяных залежей это флюид, содержащий нефть, воду, газ, а при разработке газоконденсатных залежей это флюид, содержащий конденсат, воду, газ) производится отделение части газообразной смеси или всей газообразной смеси (например, при разработке нефтяных месторождений это нефтяной газ), содержащей углеводородные компоненты, в частности углеводородные газы. Отделение газообразной смеси (всей смеси или ее части) от жидкий фазы флюида может производиться в сепараторе 2. В том случае, если газообразная смесь выделяется из флюида в добывающих скважинах 1, то соответственно ее отделение (отделение по крайней мере части газообразной смеси) ог флюида производится непосредственно в добывающих скважинах 1, в частности, отделенная газообразная смесь может поступать из затрубного пространства скважин. Далее в энергосиловой установке 4 сжигают отделенную газообразную смесь (всю отделенную газообразную смесь или ее часть), используя ее в качестве газообразного топлива. Причем отделенную газообразную смесь (всю смесь или ее часть) и используемый при сжигании в качестве окислителя воздух сжимают и затем смешивают с возможностью образования газовоздушной смеси в процессе воспламенения или до воспламенения последней. Давление сжимаемого воздуха, используемого в качестве окислителя, и давление сжимаемой газообразной смеси устанавливают в зависимости от состава последней (с учетом метанового числа отделенной газообразной смеси). Сжатие может производиться в устройствах, которые входят в состав энергосиловой установки 4, или в других устройствах, например в компрессорах (на схеме не показаны), которые не входят в состав энергосиловой установки 4. В частности, энергосиловая установка 4 в своем составе может иметь газотурбинный двигатель, в котором отделенную газообразную смесь (всю смесь или ее часть), используемую в качестве газообразного топлива, и воздух, используемый при сжигании в качестве окислителя, сжимают и после сжатия смешивают в камере сгорания, получая газовоздушную смесь, которую воспламеняют. В зависимости от состава отделенной газообразной смеси и конструктивных особенностей энергосиловой установки 4 воспламенение газовоздушной смеси также может производиться путем впрыскивания в нее небольшого количества других горючих веществ. The second variant of the method is as follows. From the 1 fluid entering through production wells (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, water, gas), part of the gaseous mixture or the entire gaseous mixture is separated (for example, oil field development is petroleum gas) containing hydrocarbon components, in particular hydrocarbon gases. Separation of the gaseous mixture (all or part of the mixture) from the liquid phase of the fluid can be carried out in separator 2. In the event that the gaseous mixture is separated from the fluid in production wells 1, then respectively its separation (separation of at least part of the gaseous mixture) of the fluid produced directly in the producing wells 1, in particular, the separated gaseous mixture can come from the annulus of the wells. Next, in the power plant 4, the separated gaseous mixture (all or part of the separated gaseous mixture) is burned using it as a gaseous fuel. Moreover, the separated gaseous mixture (all or part of the mixture) and the air used during combustion as an oxidizing agent are compressed and then mixed with the possibility of formation of a gas-air mixture during ignition or before ignition of the latter. The pressure of the compressible air used as an oxidizing agent and the pressure of the compressible gaseous mixture are set depending on the composition of the latter (taking into account the methane number of the separated gaseous mixture). Compression can be performed in devices that are part of the power plant 4, or in other devices, for example, compressors (not shown in the diagram) that are not part of the power plant 4. In particular, the power plant 4 may include a gas turbine an engine in which the separated gaseous mixture (all or part of it) used as gaseous fuel and the air used during combustion as an oxidizing agent are compressed and, after compression, are mixed in the combustion chamber to obtain ha ignited air mixture. Depending on the composition of the separated gaseous mixture and the design features of the power plant 4, ignition of the gas-air mixture can also be carried out by injecting a small amount of other combustible substances into it.

Дальнейшее осуществление любого из вариантов предлагаемого способа не отличается. При сжигании в энергосиловой установке 4 отделенной газообразной смеси (всей смеси или ее части) поддерживают рациональное значение коэффициента избытка воздуха, в том числе, газовоздушная смесь может содержать теоретически необходимое количество воздуха для окисления ее горючих компонентов или газовоздушная смесь может содержать больше воздуха, чем теоретически необходимо для окисления ее горючих компонентов (в частности, для обеспечения наиболее полного сгорания горючих компонентов отделенной газообразной смеси). В том случае, когда добиваются снижения процентного содержания кислорода в продуктах сгорания, газовоздушная смесь может содержать меньше воздуха, чем теоретически необходимо для окисления ее горючих компонентов. Поскольку отделенная газообразная смесь может содержать тяжелые углеводороды (а на начальной стадии нагнетания рабочего агента процентное содержание азота и двуокиси углерода в ней невелико), то для повышения детонационной стойкости, используемой в качестве газообразного топлива отделенной газообразной смеси (всей смеси или ее части), в энергосиловой установке 4 или в блоке устройств подготовки газообразной смеси 3 по крайней мере часть отделенной газообразной смеси и/или используемый в качестве окислителя воздух (или газовоздушную смесь) могут смешивать с частью отходящих газов энергосиловой установки 4. Отходящие газы энергосиловой установки 4 содержат азот и двуокись углерода, а, как известно, при увеличении их процентного содержания в газообразном топливе возрастает его метановое число (соответственно детонационная стойкость). Таким образом, при наличии тяжелых углеводородов в отделенной газообразной смеси целесообразно производить смешивание по крайней мере части отделенной газообразной смеси (или газовоздушной смеси) и/или воздуха, используемого в качестве окислителя, с частью отходящих газов энергосиловой установки до значимого повышения в отделенной газообразной смеси процентного содержания азота и двуокиси углерода (в процессе нагнетания рабочего агента). Соответственно в этом случае газовоздушная смесь содержит отделенную газообразную смесь (всю смесь или ее часть), используемый в качестве окислителя воздух и часть отходящих газов энергосиловой установки. Further implementation of any of the variants of the proposed method does not differ. When 4 separated gaseous mixtures (all or part of the mixture) are burned in a power plant, a rational value of the excess air coefficient is maintained, including the gas-air mixture may contain the theoretically necessary amount of air to oxidize its combustible components or the gas-air mixture may contain more air than theoretically necessary for the oxidation of its combustible components (in particular, to ensure the most complete combustion of the combustible components of the separated gaseous mixture). In the case when they achieve a reduction in the percentage of oxygen in the combustion products, the gas-air mixture may contain less air than is theoretically necessary for the oxidation of its combustible components. Since the separated gaseous mixture may contain heavy hydrocarbons (and at the initial stage of injection of the working agent, the percentage of nitrogen and carbon dioxide in it is small), to increase the detonation resistance used as gaseous fuel of the separated gaseous mixture (all or part of it), power plant 4 or in a device for preparing a gaseous mixture 3, at least part of the separated gaseous mixture and / or air (or gas-air all) can be mixed with part of the exhaust gases of the power plant 4. The exhaust gases of the power plant 4 contain nitrogen and carbon dioxide, and, as you know, with an increase in their percentage in gaseous fuel, its methane number increases (respectively, detonation resistance). Thus, in the presence of heavy hydrocarbons in the separated gaseous mixture, it is advisable to mix at least part of the separated gaseous mixture (or air-gas mixture) and / or air used as an oxidizing agent with part of the exhaust gases of the power plant to significantly increase the percentage in the separated gaseous mixture the content of nitrogen and carbon dioxide (during the injection of the working agent). Accordingly, in this case, the gas-air mixture contains a separated gaseous mixture (all or part of the mixture), air and part of the exhaust gases of the power plant used as an oxidizing agent.

Также при необходимости отделенная от добываемого флюида газообразная смесь (вся смесь или ее часть) до сжигания может направляться в блок устройств подготовки газообразной смеси 3, в котором производится ее подготовка для сжигания в энергосиловой установке 4. В блоке устройств подготовки 3 при необходимости обеспечивается снижение концентрации содержащихся в отделенной газообразной смеси (во всей смеси или ее части) серы, механических примесей, влаги, тяжелых углеводородов и других компонентов до значений, соответствующих требованиям, которые предъявляются к составу смесей, предназначенных для сжигания в энергосиловой установке 4. Причем для того, чтобы избежать конденсации влаги, в блоке устройств подготовки 3 или в энергосиловой установке 4 газообразную смесь могут нагревать, а также до сжатия могут нагревать газовоздушную смесь. В блоке устройств подготовки 3 при значительных объемах азота и/или двуокиси углерода в отделенной от добываемого флюида газообразной смеси может осуществляться разделение по крайней мере части отделенной газообразной смеси с получением азота и/или двуокиси углерода, с последующим поступлением азота и/или двуокиси углерода в устройство для разделения газов 9 (или на выход устройства для разделения газов 9) или на вход нагнетательного устройства 10 (на схеме не показано) для нагнетания в залежь. Также блок устройств подготовки 3 при необходимости обеспечивает равномерное поступление отделенной газообразной смеси в энергосиловую установку 4. Энергосиловая установка 4 может содержать, например, газовый двигатель (вместо него может быть установлен газотурбинный двигатель, газодизель или тому подобное) и электрический генератор, валы которых между собой соединены механической связью. Отметим, что термин "газотурбинный двигатель" употреблен в рамках терминологии, принятой в /см., например, Политехнический словарь. /Под редакцией А.Ю. Ишлинского. М.: Советская энциклопедия. - 1989, с. 107/, согласно которой термин "газотурбинный двигатель" распространяется также на объем понятия "газотурбинная установка", которое иногда используют в технической литературе по отношению к двигателям с газовыми турбинами, предназначенным для привода стационарных машин и установок. Энергосиловая установка 4 может иметь систему охлаждения, а также подсоединяться к котлу-утилизатору 7 (или энергосиловая установка 4 может иметь в своем составе котел-утилизатор 7). Тепловая энергия, полученная в энергосиловой установке, передается теплоносителям или теплоносителю (например, воде и/или нагнетаемому газу) при прохождении теплоносителя (или теплоносителей) через теплообменник 6, обеспечивающий передачу тепла от системы охлаждения, и/или через котел-утилизатор 7 и далее передается для использования. Также энергосиловая установка 4 может оснащаться системой, обеспечивающей регулирование ее режимов работы при изменении состава и/или количества отделенной от добываемого флюида газообразной смеси, поступающей для сжигания в энергосиловую установку 4. Вырабатываемая энергосиловой установкой 4 электроэнергия используется для питания нефтепромыслового оборудования, генерирования энергии в сеть и, если это необходимо, для дополнительного нагрева в электрических нагревателях 11, 13 воды и рабочего агента. Also, if necessary, the gaseous mixture separated from the produced fluid (all or part of the mixture) can be sent to the gaseous mixture preparation unit 3, where it is prepared for combustion in the power plant 4, before combustion, in the preparation unit 3, the concentration can be reduced if necessary sulfur, mechanical impurities, moisture, heavy hydrocarbons and other components contained in the separated gaseous mixture (in all or part of the mixture) to values that meet the requirements, which are presented to the composition of mixtures intended for combustion in an energy-power plant 4. Moreover, in order to avoid moisture condensation, in the preparation device block 3 or in the energy-power plant 4, the gaseous mixture can be heated, and also the gas-air mixture can be heated to compression. In the preparation device block 3, with significant volumes of nitrogen and / or carbon dioxide in the gaseous mixture separated from the produced fluid, at least a part of the separated gaseous mixture can be separated to produce nitrogen and / or carbon dioxide, followed by nitrogen and / or carbon dioxide a device for separating gases 9 (or to the output of the device for separating gases 9) or to the input of the discharge device 10 (not shown in the diagram) for pumping into the reservoir. Also, the preparation device block 3, if necessary, provides a uniform supply of the separated gaseous mixture to the power plant 4. The power plant 4 may contain, for example, a gas engine (a gas turbine engine, a gas diesel engine or the like can be installed instead) and an electric generator whose shafts are interconnected connected by mechanical connection. Note that the term "gas turbine engine" is used in the framework of the terminology adopted in / see, for example, Polytechnical Dictionary. / Edited by A.Yu. Ishlinsky. M .: Soviet Encyclopedia. - 1989, p. 107 /, according to which the term "gas turbine engine" also extends to the scope of the concept of "gas turbine installation", which is sometimes used in the technical literature in relation to engines with gas turbines designed to drive stationary machines and plants. Power plant 4 may have a cooling system, as well as be connected to a waste heat boiler 7 (or power plant 4 may include a waste heat boiler 7). The heat energy obtained in the power plant is transferred to heat carriers or heat carrier (for example, water and / or injected gas) when the heat carrier (or heat carriers) passes through a heat exchanger 6, which transfers heat from the cooling system, and / or through a waste heat boiler 7 onwards transferred for use. Also, the power plant 4 can be equipped with a system that provides control of its operating conditions when changing the composition and / or amount of the gaseous mixture separated from the produced fluid that is supplied for combustion to the power plant 4. The electric power generated by the power plant 4 is used to power the oilfield equipment and generate energy in the network and, if necessary, for additional heating in electric heaters 11, 13 of water and a working agent.

В продуктах сгорания, образующихся в энергосиловой установке 4 при сжигании отделенной от добываемого флюида газообразной смеси, преобладает азот и двуокись углерода. Содержание азота и двуокиси углерода в сухих отходящих газах энергосиловой установки 4 может составлять 90% и более. В связи с этим по крайней мере часть количества отходящих газов возможно использовать для нагнетания в залежи. То есть обеспечивается то, что всю отделенную смесь или ее часть сжигают в энергосиловой установке 4 и вырабатывают энергию (например, электрическую и/или тепловую) и отходящие газы, содержащие в качестве компонентов их состава азот и двуокись углерода, а нагнетаемый в залежь газ содержит по крайней мере часть отходящих газов энергосиловой установки. Вместе с тем температура отходящих газов может составлять около 350-400oС. В связи с этим отходящие газы после получения их в энергосиловой установке 4 могут поступать в котел-утилизатор 7, в котором они отдают тепловую энергию другим теплоносителям. Также при необходимости до нагнетания по крайней мере часть количества отходящих газов повергают очистке в газоочистителе 8, в котором снижают процентное содержание вызывающих коррозию компонентов (кислорода, окислов азота и других), механических примесей и влаги. Причем осушку отходящих газов могут проводить с предварительным сжатием, то есть по крайней мере часть отходящих газов предварительно сжимают, после чего снижают в них процентное содержание влаги. Далее в зависимости от геолого-физической характеристики месторождения и стадии его разработки могут производить доведение рабочего агента (газа, содержащего по крайней мере часть отходящих газов энергосиловой установки) до требуемого состава. Для этого по крайней мере часть отходящих газов поступает в устройство для разделения газов 9. В частности, доведение рабочего агента до требуемого состава в устройстве для разделения газов 9 производят путем снижения процентного содержания азота в отходящих газах, поступивших в устройство для разделения газов 9. Также доведение рабочего агента до требуемого состава могут производить, добавляя какие-либо компоненты. Полученный таким образом рабочий агент - газ, содержащий по крайней мере часть отходящих газов энергосиловой установки 4 (в частности, все количество или часть количества азота и/или двуокиси углерода), сжимают в нагнетательном устройстве 10, которое может быть выполнено, например, в виде компрессора. Если температура рабочего агента выше температуры гидратообразования и удовлетворяет требованиям, вытекающим из геолого-физической характеристики месторождения и стадии его разработки, то рабочий агент поступает в распределительный пункт 12. В том случае, если необходимо повысить температуру рабочего агента, то после сжатия в нагнетательном устройстве 10 рабочий агент поступает в теплообменник 6 и/или котел-утилизатор 7. В них устанавливается необходимая температура рабочего агента, в частности, исходя из геолого-физической характеристики месторождения и стадии его разработки. Дополнительно рабочий агент может нагреваться в электрическом нагревателе 11. В зависимости от конструктивного исполнения, значений температуры и давления нагнетания последовательность прохождения рабочего агента через теплообменник 6 и котел-утилизатор 7 может быть иной. Имеющий необходимую температуру и находящийся под давлением рабочий агент поступает в распределительный пункт 12, из которого рабочий агент поступает в нагнетательные скважины 15. При необходимости рабочий агент может из распределительного пункта 12 направляться в добывающие скважины 1 для обработки их призабойных зон.Nitrogen and carbon dioxide predominate in the combustion products formed in the power plant 4 during the combustion of a gaseous mixture separated from the produced fluid. The content of nitrogen and carbon dioxide in the dry exhaust gases of the power plant 4 may be 90% or more. In this regard, at least part of the amount of exhaust gas can be used for injection in the deposits. That is, it is ensured that all or part of the separated mixture is burned in a power plant 4 and produces energy (for example, electric and / or thermal) and exhaust gases containing nitrogen and carbon dioxide as components of their composition, and the gas injected into the reservoir contains at least a portion of the exhaust gases from the power plant. However, the temperature of the exhaust gases can be about 350-400 o C. In this regard, the exhaust gases after receiving them in the power plant 4 can enter the waste heat boiler 7, in which they give thermal energy to other heat carriers. Also, if necessary, at least a portion of the amount of exhaust gases is subjected to purification in a gas scrubber 8, in which the percentage of corrosive components (oxygen, nitrogen oxides and others), solids and moisture are reduced. Moreover, the exhaust gas can be dried with preliminary compression, that is, at least part of the exhaust gas is pre-compressed, and then the percentage of moisture in them is reduced. Further, depending on the geological and physical characteristics of the field and the stage of its development, they can bring the working agent (gas containing at least part of the exhaust gases of the power plant) to the required composition. For this, at least part of the exhaust gas enters the gas separation device 9. In particular, adjusting the working agent to the desired composition in the gas separation device 9 is carried out by reducing the percentage of nitrogen in the exhaust gas entering the gas separation device 9. Also bringing the working agent to the required composition can be done by adding any components. Thus obtained working agent is a gas containing at least a portion of the exhaust gases of the power plant 4 (in particular, all or part of the amount of nitrogen and / or carbon dioxide) is compressed in a discharge device 10, which can be made, for example, in the form compressor. If the temperature of the working agent is higher than the hydrate formation temperature and meets the requirements arising from the geological and physical characteristics of the field and the stage of its development, then the working agent enters the distribution point 12. If it is necessary to increase the temperature of the working agent, then after compression in the discharge device 10 the working agent enters the heat exchanger 6 and / or the recovery boiler 7. They establish the necessary temperature of the working agent, in particular, based on the geological and physical characteristics iki deposits and stages of its development. Additionally, the working agent may be heated in the electric heater 11. Depending on the design, temperature and discharge pressure, the sequence of passage of the working agent through the heat exchanger 6 and the waste heat boiler 7 may be different. Having the required temperature and pressure, the working agent enters the distribution point 12, from which the working agent enters the injection wells 15. If necessary, the working agent can be sent from the distribution point 12 to the production wells 1 for processing their bottom-hole zones.

Также через нагнетательные скважины 15 может нагнетаться вода. Предназначенная для нагнетания в пласт вода проходит водоподготовку в устройстве 5, после этого вода поступает в насосы 16 и далее в распределительный пункт 14 и нагнетательные скважины 15. В том случае, если исходя из геолого-физической характеристики месторождения и стадии его разработки необходимо повысить температуру воды, то вода после водоподготовки в устройстве 5 нагревается в теплообменнике 6 от системы охлаждения энергосиловой установки 4. Далее воду могут нагревать в котле-утилизаторе 7. Дополнительно вода может нагреваться в электрическом нагревателе 13. Нагнетание воды осуществляется насосами 16. В зависимости от конструктивного исполнения, значений температуры и давления нагнетания последовательность и схема прохождения воды через теплообменник 6, котел-утилизатор 7 и насосы 16 могут быть иными. Имеющая требуемую температуру вода под давлением поступает в распределительный пункт 14 и далее в нагнетательные скважины 15. Причем вода может нагнетаться как через одну скважину или группу скважин одновременно с рабочим агентом (в частности, со смешением воды и рабочего агента непосредственно на забое скважины и призабойном пространстве пласта), так и поочередно с ним. Для распределения рабочего агента и воды между нагнетательными скважинами 15 предусматриваются распределительные пункты 12 и 14. Also, water can be pumped through injection wells 15. The water intended for injection into the formation undergoes water treatment in the device 5, after which the water enters the pumps 16 and then to the distribution point 14 and injection wells 15. In the event that, based on the geological and physical characteristics of the field and the stage of its development, it is necessary to increase the water temperature , then the water after water treatment in the device 5 is heated in the heat exchanger 6 from the cooling system of the power plant 4. Further, the water can be heated in the recovery boiler 7. Additionally, the water can be heated in electric metrically heater 13. The water injection is carried pump 16. Depending upon the design, the discharge temperature and pressure values of the sequence and the passage of water through the heat exchanger circuit 6, a waste heat boiler 7 and pump 16 may be different. The water at the required temperature under pressure enters the distribution point 14 and then into the injection wells 15. Moreover, the water can be pumped through one well or a group of wells simultaneously with the working agent (in particular, by mixing water and working agent directly on the bottom of the well and the bottom hole layer), and alternately with it. To distribute the working agent and water between the injection wells 15, distribution points 12 and 14 are provided.

Сущность предлагаемою способа заключается в следующем. Как отмечалось выше, при воздействии рабочего агента на залежь повышается дебит добывающих скважин и нефтеотдача при разработке нефтяных месторождений (соответственно конденсатоотдача при разработке газоконденсатных месторождений). Это приводит к увеличению подачи и количества отделенной от флюида газообразной смеси (содержащей углеводородные компоненты), которая поступает в энергосиловую установку, что в свою очередь обеспечивает возможность повышения ее мощности (то есть мощности, генерируемой энергосиловой установкой), увеличения количества выработанной энергии (например, электрической и/или тепловой энергии), а также количества выработанного рабочего агента. При этом увеличение подачи и количества газообразной смеси, поступающей в энергосиловую установку (соответственно повышение ее мощности, увеличение выработки энергии и рабочего агента), достигается не только из-за повышения дебита скважин и количества флюида, но и из-за увеличения газового фактора (в том числе за счет испарившихся углеводородов из жидкой фазы пластового флюида). Также по мере закачки рабочего агента в залежь будет возрастать содержание азота и двуокиси углерода в газообразной смеси, отделенной от добываемого флюида. The essence of the proposed method is as follows. As noted above, when a working agent acts on a reservoir, the production rate of production wells and oil recovery increase during the development of oil fields (respectively, condensate recovery during the development of gas condensate fields). This leads to an increase in the supply and quantity of the gaseous mixture (containing hydrocarbon components) separated from the fluid, which enters the power plant, which in turn provides the opportunity to increase its power (i.e., the power generated by the power plant), increase the amount of generated energy (for example, electrical and / or thermal energy), as well as the amount of working agent generated. At the same time, an increase in the supply and quantity of the gaseous mixture entering the power plant (correspondingly, an increase in its power, an increase in the generation of energy and a working agent) is achieved not only due to an increase in the flow rate of the wells and the amount of fluid, but also due to an increase in the gas factor (in including due to the evaporated hydrocarbons from the liquid phase of the reservoir fluid). Also, as the working agent is pumped into the reservoir, the content of nitrogen and carbon dioxide in the gaseous mixture separated from the produced fluid will increase.

То есть повышение дебита добывающих скважин и нефтеотдачи при разработке нефтяных месторождений (соответственно конденсатоотдачи при разработки газоконденсатных месторождений) и одновременное увеличение выработки электрической и/или тепловой энергии (и рабочего агента) обеспечиваются при опережающем росте выработки электрической и/или тепловой энергии, а также рабочего агента. При этом уменьшается возможность воспламенения отделенной от добываемого флюида смеси, так как по мере закачки рабочего агента в залежь будет возрастать содержание азота и двуокиси углерода в газообразной смеси, отделенной 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 /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 азота или смеси азота и двуокиси углерода.That is, 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 / or thermal energy (and a working agent) are ensured with a faster growth in the production of electric and / or thermal energy, as well as working agent. At the same time, the possibility of igniting the mixture separated from the produced fluid is reduced, since as the working agent is pumped into the reservoir, the content of nitrogen and carbon dioxide in the gaseous mixture separated from the produced fluid will increase. 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 up to 90% in associated petroleum gases six months after the start of its injection / 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 nitrogen or 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 из жидкой фазы пластового флюида) при существенном увеличении процентного содержания азота и двуокиси углерода в отделяемой от добываемого флюида газообразной смеси. Соответственно уменьшается возможность ее воспламенения. Thus, the injection of nitrogen and carbon dioxide is inextricably linked with a significant increase in the gas factor (including due to the evaporated hydrocarbons from the liquid phase of the reservoir fluid) with a significant increase in the percentage of nitrogen and carbon dioxide in the gaseous mixture separated from the produced fluid. Accordingly, the possibility of ignition decreases.

Для обеспечения возможности сжигания отделенной газообразной смеси, содержащей углеводородные компоненты и значительное количество балласта (в частности, азота и двуокиси углерода), ее и используемый в качестве окислителя воздух смешивают с возможностью образования газовоздушной смеси, которую сжимают, а после сжатия или в процессе сжатия газовоздушную смесь воспламеняют (или их первоначально сжимают, после чего смешивают в процессе воспламенения или до воспламенения газовоздушной смеси). То есть производится воспламенение (и сгорание) газовоздушной смеси, находящейся под давлением. Это позволяет расширить пределы воспламенения и соответственно обеспечить сжигание газообразной смеси, содержащей углеводородные компоненты и достаточно большой процент азота и двуокиси 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/.To enable the burning of the separated gaseous mixture containing hydrocarbon components and a significant amount of ballast (in particular, nitrogen and carbon dioxide), it and air used as an oxidizing agent are mixed with the possibility of forming an air-gas mixture, which is compressed, and after compression or during compression, a gas-air mixture the mixture is ignited (or they are initially compressed, after which they are mixed during the ignition process or until the gas-air mixture ignites). That is, ignition (and combustion) of a gas-air mixture under pressure is produced. This allows you to expand the ignition range and, accordingly, ensure the combustion of a gaseous mixture containing hydrocarbon components and 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 (in them: nitrogen 90%, carbon dioxide 10%), at a pressure of 1 MPa and a temperature of 20 o С respectively, they will 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 it retains the ability to ignite in an air medium a mixture consisting of 10% methane and 90% inert gases (in them: nitrogen 90 %, 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 made using the data of work / cm. Lewis B., Elbe G. Combustion, flame, gas explosions. M .: Mir, 1968, p. 575 / and calculation methods / cm. Isserlin A.S. Basics of burning gas fuel. M .: Nedra, 1987, p. 69-71 /.

Таким образом, в предлагаемом способе повышение дебита добывающих скважин и нефтеотдачи при разработке нефтяных месторождений (соответственно конденсатоотдачи при разработке газоконденсатных месторождений) и одновременное увеличение выработки электрической и/или тепловой энергии (и рабочего агента) обеспечиваются при опережающем росте выработки электрической и/или тепловой энергии, а также рабочего агента. Соответственно достигается снижение энергоемкости (удельных затрат энергии) процесса разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений. Thus, in the proposed method, an increase in 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) and a simultaneous increase in the production of electric and / or thermal energy (and a working agent) are provided with an accelerated increase in the production of electric and / or thermal energy as well as a working agent. Accordingly, a reduction in energy intensity (specific energy consumption) of the development of oil and gas condensate fields is achieved.

Пример: Полезная мощность, отдаваемая потребителям генератором энергосиловой установки, составляет Р=990 кВт, количество тепла, передаваемое теплоносителям (например, воде), составляет Q≈1,25 Гкал/ч при часовом расходе отделенной от добываемого флюида газообразной смеси (углеводородного газа с низшей теплотой сгорания газа Qн=36 МДж/м3 при массовом процентном содержании углерода в газе Ср=75%) - 300 нм3/ч. Для данных условий выход рабочего агента (смесь азота и двуокиси углерода) составит Vp≈2550 нм3/ч (в том числе, СО2 более 11%).Example: The net power supplied to consumers by the generator of a power plant is P = 990 kW, the amount of heat transferred to heat carriers (for example, water) is Q≈1.25 Gcal / h at the hourly flow rate of a gaseous mixture (hydrocarbon gas with the lowest calorific value of gas Q n = 36 MJ / m 3 with a mass percentage of carbon in the gas With p = 75%) - 300 nm 3 / h. For these conditions, the output of the working agent (a mixture of nitrogen and carbon dioxide) will be V p ≈2550 nm 3 / h (including СО 2 of more than 11%).

При увеличении подачи в энергосиловую установку газообразной смеси (за счет повышения дебита добывающих скважин и увеличения газового фактора), а именно при расходе газообразной смеси 720 м3/ч (в том числе, расходе углеводородного газа - 360 нм3/ч), состоящей на 50% из балласта (в нем 90% азота и 10% двуокиси углерода) и на 50% из углеводородного газа с низшей теплотой сгорания Qн=36 МДж/м3 при массовом процентном содержании углерода (в связанном виде) в нем Ср=75%, полезная мощность, отдаваемая потребителям генератором, может быть увеличена до Р≈1180 кВт; количество тепла, передаваемое теплоносителям (например, воде), возрастет до Q≈1,5 Гкал/ч; выход рабочего агента составит Vp≈3420 нм3/ч (в том числе СО2 более 11%).With an increase in the supply of a gaseous mixture to the power plant (due to an increase in the production rate of the producing wells and an increase in the gas factor), namely, at a flow rate of the gaseous mixture of 720 m 3 / h (including a hydrocarbon gas flow rate of 360 nm 3 / h), consisting of 50% of ballast (it contains 90% nitrogen and 10% carbon dioxide) and 50% of hydrocarbon gas with a lower calorific value Q n = 36 MJ / m 3 with a mass percentage of carbon (in bound form) in it With p = 75%, the net power given to consumers by the generator can be increased to P≈1180 kW ; the amount of heat transferred to coolants (for example, water) will increase to Q≈1.5 Gcal / h; the output of the working agent will be V p ≈ 3420 nm 3 / h (including CO 2 more than 11%).

Также предлагаемый способ позволяет снизить отрицательные экологические последствия разработки залежей углеводородного сырья - закачка двуокиси углерода, содержащейся в полученном рабочем агенте, осуществляется в пласт. Also, the proposed method allows to reduce the negative environmental consequences of the development of hydrocarbon deposits - the injection of carbon dioxide contained in the obtained working agent is carried out in the reservoir.

Claims (44)

1. Способ разработки залежи углеводородного сырья, включающий отбор содержащего углеводороды флюида не менее чем через одну добывающую скважину, отделение от флюида всей газообразной смеси или ее части, нагнетание газа не менее чем через одну нагнетательную скважину, отличающийся тем, что всю отделенную газообразную смесь или ее часть сжигают в энергосиловой установке с использованием воздуха в качестве окислителя и получением отходящих газов, содержащих в качестве компонентов их состава азот и двуокись углерода, причем воздух, используемый в качестве окислителя, и соответственно всю отделенную газообразную смесь или ее часть смешивают с возможностью образования газовоздушной смеси, а газовоздушную смесь сжимают и воспламеняют в процессе сжатия или после сжатия последней, кроме этого, по крайней мере часть отходящих газов энергосиловой установки сжимают и в последующем используют в качестве нагнетаемого газа или в качестве части нагнетаемого газа. 1. A method of developing a hydrocarbon reservoir, including the selection of hydrocarbon-containing fluid through at least one production well, separating all or part of the gaseous mixture from the fluid, injecting gas through at least one injection well, characterized in that the entire gaseous mixture is separated or part of it is burned in a power plant using air as an oxidizing agent and producing exhaust gases containing nitrogen and carbon dioxide as components of their composition, the air using used as an oxidizing agent, and accordingly, all or part of the separated gaseous mixture is mixed with the possibility of forming an air-gas mixture, and the gas-air mixture is compressed and ignited during compression or after compression of the latter, in addition, at least part of the exhaust gases of the power plant are compressed and subsequently used as injection gas or as part of the injection gas. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при сжигании в энергосиловой установке всей отделенной газообразной смеси или ее части вырабатывают электрическую и/или тепловую энергию. 2. The method according to claim 1, characterized in that when burning in the power plant all or part of the separated gaseous mixture produces electric and / or thermal energy. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что не менее чем через одну нагнетательную скважину нагнетают воду, при этом газ и воду нагнетают одновременно или поочередно. 3. The method according to claim 1, characterized in that at least one injection well is pumped with water, while the gas and water are pumped simultaneously or alternately. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что используемый в качестве окислителя воздух и по крайней мере часть отделенной газообразной смеси смешивают в энергосиловой установке и/или газовоздушную смесь сжимают в энергосиловой установке. 4. The method according to claim 1, characterized in that the air used as the oxidizing agent and at least a portion of the separated gaseous mixture are mixed in a power plant and / or the gas-air mixture is compressed in a power plant. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что газовоздушную смесь сжимают в процессе ее образования и/или после ее образования. 5. The method according to claim 1, characterized in that the gas-air mixture is compressed during its formation and / or after its formation. 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что при сжатии газовоздушной смеси давление последней устанавливают в зависимости от состава отделенной газообразной смеси. 6. The method according to claim 1, characterized in that when compressing the gas-air mixture, the pressure of the latter is set depending on the composition of the separated gaseous mixture. 7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что до образования газовоздушной смеси по крайней мере часть отделенной газообразной смеси и/или воздух, используемый в качестве окислителя, сжимают. 7. The method according to p. 1, characterized in that before the formation of the air-gas mixture, at least part of the separated gaseous mixture and / or air used as an oxidizing agent is compressed. 8. Способ по п.1, отличающийся тем, что до сжатия газовоздушной смеси последнюю нагревают и/или до образования газовоздушной смеси нагревают по крайней мере часть отделенной газообразной смеси. 8. The method according to claim 1, characterized in that until the compression of the air-gas mixture, the latter is heated and / or at least part of the separated gaseous mixture is heated to form a gas-air mixture. 9. Способ по п.1, отличающийся тем, что пропорцию между воздухом, содержащимся в газовоздушной смеси, и горючими компонентами газовоздушной смеси поддерживают таким образом, что газовоздушная смесь содержит теоретически необходимое количество воздуха для окисления ее горючих компонентов или газовоздушная смесь содержит больше воздуха, чем теоретически необходимо для окисления ее горючих компонентов. 9. The method according to claim 1, characterized in that the proportion between the air contained in the gas-air mixture and the combustible components of the gas-air mixture is supported in such a way that the gas-air mixture contains the theoretically necessary amount of air to oxidize its combustible components or the gas-air mixture contains more air, than theoretically necessary for the oxidation of its combustible components. 10. Способ по п.1, отличающийся тем, что пропорцию между воздухом, содержащимся в газовоздушной смеси, и горючими компонентами газовоздушной смеси поддерживают таким образом, что газовоздушная смесь содержит меньше воздуха, чем теоретически необходимо для окисления ее горючих компонентов. 10. The method according to claim 1, characterized in that the proportion between the air contained in the gas-air mixture and the combustible components of the gas-air mixture is maintained in such a way that the gas-air mixture contains less air than is theoretically necessary for the oxidation of its combustible components. 11. Способ по п.1, отличающийся тем, что газовоздушная смесь содержит по крайней мере часть отделенной газообразной смеси, воздух, используемый в качестве окислителя, и часть отходящих газов энергосиловой установки. 11. The method according to claim 1, characterized in that the gas-air mixture contains at least a portion of the separated gaseous mixture, air used as an oxidizing agent, and a portion of the exhaust gases of the power plant. 12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что по крайней мере часть отделенной газообразной смеси и/или воздух, используемый в качестве окислителя, смешивают с частью отходящих газов энергосиловой установки до образования газовоздушной смеси. 12. The method according to p. 1, characterized in that at least a portion of the separated gaseous mixture and / or air used as an oxidizing agent is mixed with a portion of the exhaust gases of the power plant until an air-gas mixture is formed. 13. Способ по п.1, отличающийся тем, что в процессе сжатия или до сжатия газовоздушной смеси последнюю смешивают с частью отходящих газов энергосиловой установки. 13. The method according to claim 1, characterized in that during compression or before compression of the gas-air mixture, the latter is mixed with a portion of the exhaust gases of the power plant. 14. Способ по п.1, отличающийся тем, что до поступления нагнетаемого газа не менее чем в одну нагнетательную скважину по крайней мере часть отходящих газов предварительно сжимают, после чего снижают в них процентное содержание влаги, затем отходящие газы дополнительно сжимают и в последующем используют в качестве нагнетаемого газа или в качестве части нагнетаемого газа. 14. The method according to claim 1, characterized in that prior to the injection of the injected gas into at least one injection well, at least a portion of the exhaust gases is precompressed, then the percentage of moisture is reduced in them, then the exhaust gases are additionally compressed and subsequently used as injected gas or as part of the injected gas. 15. Способ по одному из пп.1-3, отличающийся тем, что нагнетаемую воду до ее поступления не менее чем в одну нагнетательную скважину нагревают с использованием полученной в энергосиловой установке тепловой и/или электрической энергии. 15. The method according to one of claims 1 to 3, characterized in that the injected water is heated to at least one injection well using heat and / or electrical energy obtained in a power plant. 16. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что до поступления нагнетаемого газа не менее чем в одну нагнетательную скважину его нагревают с использованием полученной в энергосиловой установке тепловой или/и электрической энергии. 16. The method according to claim 1 or 2, characterized in that before the injection of injected gas into at least one injection well, it is heated using heat and / or electric energy obtained in a power plant. 17. Способ по одному из пп.1, 3, 15 и 16, отличающийся тем, что давление и/или температуру нагнетаемого газа и/или нагнетаемой воды устанавливают в зависимости от геолого-физической характеристики залежи и от стадии ее разработки. 17. The method according to one of claims 1, 3, 15 and 16, characterized in that the pressure and / or temperature of the injected gas and / or injected water is set depending on the geological and physical characteristics of the reservoir and on the stage of its development. 18. Способ по п.1, отличающийся тем, что состав нагнетаемого газа и его количество устанавливают в зависимости от геолого-физической характеристики залежи и от стадии ее разработки, в частности, нагнетаемый газ доводят до требуемого состава путем снижения процентного содержания азота в отходящих газах энергосиловой установки, используемых в качестве нагнетаемого газа или в качестве части нагнетаемого газа. 18. The method according to claim 1, characterized in that the composition of the injected gas and its amount is determined depending on the geological and physical characteristics of the reservoir and on the stage of its development, in particular, the injected gas is adjusted to the required composition by reducing the percentage of nitrogen in the exhaust gases power plant used as injected gas or as part of the injected gas. 19. Способ по п.1, отличающийся тем, что до образования газовоздушной смеси по крайней мере в части отделенной газообразной смеси производят снижение процентного содержания влаги и/или вызывающих коррозию компонентов. 19. The method according to claim 1, characterized in that before the formation of the air-gas mixture, at least in part of the separated gaseous mixture, the percentage of moisture and / or corrosion-causing components is reduced. 20. Способ по п.1, отличающийся тем, что до воспламенения газовоздушной смеси в нее дополнительно вводят жидкие или газообразные вещества, в частности, горючие вещества. 20. The method according to claim 1, characterized in that prior to igniting the gas-air mixture, liquid or gaseous substances, in particular combustible substances, are additionally introduced into it. 21. Способ по п. 1, отличающийся тем, что до поступления нагнетаемого газа не менее чем в одну нагнетательную скважину в нем производят снижение процентного содержания влаги и/или вызывающих коррозию компонентов. 21. The method according to p. 1, characterized in that before the injection of gas into at least one injection well, a percentage of moisture and / or corrosion-causing components is reduced in it. 22. Способ по п. 1, отличающийся тем, что газ нагнетают не менее чем через одну добывающую скважину. 22. The method according to p. 1, characterized in that the gas is injected through at least one producing well. 23. Способ по п.1, отличающийся тем, что по крайней мере часть отделенной газообразной смеси разделяют с получением азота и/или двуокиси углерода, затем азот и/или двуокись углерода смешивают по крайней мере с частью отходящих газов энергосиловой установки, после чего эту смесь используют в качестве нагнетаемого газа или в качестве части нагнетаемого газа. 23. The method according to claim 1, characterized in that at least part of the separated gaseous mixture is separated to produce nitrogen and / or carbon dioxide, then nitrogen and / or carbon dioxide are mixed with at least part of the exhaust gases of the power plant, after which the mixture is used as injection gas or as part of the injection gas. 24. Способ разработки залежи углеводородного сырья, включающий отбор содержащего углеводороды флюида не менее чем через одну добывающую скважину, отделение от флюида всей газообразной смеси или ее части, нагнетание газа не менее чем через одну нагнетательную скважину, отличающийся тем, что всю отделенную газообразную смесь или ее часть сжигают в энергосиловой установке с использованием воздуха в качестве окислителя и получением отходящих газов, содержащих в качестве компонентов их состава азот и двуокись углерода, причем воздух, используемый в качестве окислителя, и соответственно всю отделенную газообразную смесь или ее часть сжимают и затем смешивают с возможностью образования газовоздушной смеси в процессе воспламенения или до воспламенения последней, а по крайней мере часть отходящих газов энергосиловой установки сжимают и в последующем используют в качестве нагнетаемого газа или в качестве части нагнетаемого газа. 24. A method of developing a hydrocarbon reservoir, including selecting hydrocarbon-containing fluid through at least one production well, separating all or part of the gaseous mixture from the fluid, injecting gas through at least one injecting well, characterized in that the entire gaseous mixture is separated or part of it is burned in a power plant using air as an oxidizing agent and producing exhaust gases containing nitrogen and carbon dioxide as components of their composition, the air being used used as an oxidizing agent, and accordingly, the entire separated gaseous mixture or its part is compressed and then mixed with the possibility of forming an air-gas mixture during ignition or before ignition of the latter, and at least part of the exhaust gases of the power plant is compressed and subsequently used as pump gas or as part of the injected gas. 25. Способ по п.24, отличающийся тем, что при сжигании в энергосиловой установке всей отделенной газообразной смеси или ее части вырабатывают электрическую и/или тепловую энергию. 25. The method according to p. 24, characterized in that when burning in the power plant all or part of the separated gaseous mixture produces electric and / or thermal energy. 26. Способ по п.24, отличающийся тем, что не менее чем через одну нагнетательную скважину нагнетают воду, при этом газ и воду нагнетают одновременно или поочередно. 26. The method according to paragraph 24, wherein the water is pumped through at least one injection well, while the gas and water are pumped simultaneously or alternately. 27. Способ по п.24, отличающийся тем, что используемый в качестве окислителя воздух и по крайней мере часть отделенной газообразной смеси смешивают в энергосиловой установке и/или сжимают в энергосиловой установке. 27. The method according to paragraph 24, wherein the air used as an oxidizing agent and at least a portion of the separated gaseous mixture are mixed in a power plant and / or compressed in a power plant. 28. Способ по п.24, отличающийся тем, что давление сжимаемого воздуха, используемого в качестве окислителя, и давление сжимаемой газообразной смеси устанавливает в зависимости от состава последней. 28. The method according to paragraph 24, wherein the pressure of the compressible air used as an oxidizing agent, and the pressure of the compressible gaseous mixture sets depending on the composition of the latter. 29. Способ по п. 24, отличающийся тем, что до сжатия всей отделенной газообразной смеси или ее части нагревают соответственно всю отделенную газообразную смесь или ее часть. 29. The method according to p. 24, characterized in that prior to compression of the entire separated gaseous mixture or part thereof, respectively, the whole separated gaseous mixture or part thereof is heated. 30. Способ по п. 24, отличающийся тем, что пропорцию между воздухом, содержащимся в газовоздушной смеси, и горючими компонентами газовоздушной смеси поддерживают таким образом, что газовоздушная смесь содержит теоретически необходимое количество воздуха для окисления ее горючих компонентов или газовоздушная смесь содержит больше воздуха, чем теоретически необходимо для окисления ее горючих компонентов. 30. The method according to p. 24, characterized in that the proportion between the air contained in the gas-air mixture and the combustible components of the gas-air mixture is supported in such a way that the gas-air mixture contains the theoretically necessary amount of air to oxidize its combustible components or the gas-air mixture contains more air, than theoretically necessary for the oxidation of its combustible components. 31. Способ по п.24, отличающийся тем, что пропорцию между воздухом, содержащимся в газовоздушной смеси, и горючими компонентами газовоздушной смеси поддерживают таким образом, что газовоздушная смесь содержит меньше воздуха, чем теоретически необходимо для окисления ее горючих компонентов. 31. The method according to paragraph 24, wherein the proportion between the air contained in the gas-air mixture and the combustible components of the gas-air mixture is supported in such a way that the gas-air mixture contains less air than is theoretically necessary for the oxidation of its combustible components. 32. Способ по п.24, отличающийся тем, что газовоздушная смесь содержит по крайней мере часть отделенной газообразной смеси, воздух, используемый в качестве окислителя, и часть отходящих газов энергосиловой установки. 32. The method according to paragraph 24, wherein the gas mixture contains at least a portion of the separated gaseous mixture, air used as an oxidizing agent, and part of the exhaust gases of the power plant. 33. Способ по п.24, отличающийся тем, что по крайней мере часть отделенной газообразной смеси и/или воздух, используемый в качестве окислителя, смешивают с частью отходящих газов энергосиловой установки с возможностью образования газовоздушной смеси в процессе воспламенения или до воспламенения последней. 33. The method according to paragraph 24, wherein at least a portion of the separated gaseous mixture and / or air used as an oxidizing agent is mixed with a portion of the exhaust gases of the power plant with the possibility of formation of a gas-air mixture during ignition or before ignition of the latter. 34. Способ по п.24, отличающийся тем, что в процессе воспламенения или до воспламенения газовоздушной смеси последнюю смешивают с частью отходящих газов энергосиловой установки. 34. The method according to paragraph 24, wherein in the process of ignition or prior to ignition of the gas-air mixture, the latter is mixed with part of the exhaust gases of the power plant. 35. Способ по п.24, отличающийся тем, что до поступления нагнетаемого газа не менее чем в одну нагнетательную скважину по крайней мере часть отходящих газов предварительно сжимают, после чего снижают в них процентное содержание влаги, затем отходящие газы дополнительно сжимают и в последующем используют в качестве нагнетаемого газа или в качестве части нагнетаемого газа. 35. The method according to p. 24, characterized in that before the injection of gas into at least one injection well, at least a portion of the exhaust gas is precompressed, then the percentage of moisture is reduced in them, then the exhaust gas is further compressed and subsequently used as injected gas or as part of the injected gas. 36. Способ по одному из пп.24-26, отличающийся тем, что нагнетаемую воду до ее поступления не менее чем в одну нагнетательную скважину нагревают с использованием полученной в энергосиловой установке тепловой и/или электрической энергии. 36. The method according to one of paragraphs.24-26, characterized in that the injected water is heated before at least one injection well is heated using heat and / or electrical energy obtained in a power plant. 37. Способ по п.24 или 25, отличающийся тем, что до поступления нагнетаемого газа не менее чем в одну нагнетательную скважину его нагревают с использованием полученной в энергосиловой установке тепловой или/и электрической энергии. 37. The method according to paragraph 24 or 25, characterized in that before the injection of injected gas into at least one injection well, it is heated using heat and / or electrical energy obtained in a power plant. 38. Способ по одному из пп.24, 26, 36 и 37, отличающийся тем, что давление и/или температуру нагнетаемого газа и/или нагнетаемой воды устанавливают в зависимости от геолого-физической характеристики залежи и от стадии ее разработки. 38. The method according to one of paragraphs.24, 26, 36 and 37, characterized in that the pressure and / or temperature of the injected gas and / or injected water is set depending on the geological and physical characteristics of the reservoir and on the stage of its development. 39. Способ по п.24, отличающийся тем, что состав нагнетаемого газа и его количество устанавливают в зависимости от геолого-физической характеристики залежи и от стадии ее разработки, в частности, нагнетаемый газ доводят до требуемого состава путем снижения процентного содержания азота в отходящих газах энергосиловой установки, используемых в качестве нагнетаемого газа или в качестве части нагнетаемого газа. 39. The method according to paragraph 24, wherein the composition of the injected gas and its amount is determined depending on the geological and physical characteristics of the reservoir and the stage of its development, in particular, the injected gas is adjusted to the required composition by reducing the percentage of nitrogen in the exhaust gases power plant used as injected gas or as part of the injected gas. 40. Способ по п.24, отличающийся тем, что до сжатия по крайней мере части отделенной газообразной смеси в ней производят снижение процентного содержания влаги и/или вызывающих коррозию компонентов. 40. The method according to p. 24, characterized in that before compressing at least part of the separated gaseous mixture in it produce a decrease in the percentage of moisture and / or components that cause corrosion. 41. Способ по п.24, отличающийся тем, что до воспламенения газовоздушной смеси в нее дополнительно вводят жидкие или газообразные вещества, в частности, горючие вещества. 41. The method according to p. 24, characterized in that prior to igniting the gas-air mixture, liquid or gaseous substances, in particular combustible substances, are additionally introduced into it. 42. Способ по п.24, отличающийся тем, что до поступления нагнетаемого газа не менее чем в одну нагнетательную скважину в нем производят снижение процентного содержания влаги и/или вызывающих коррозию компонентов. 42. The method according to p. 24, characterized in that before the injection of gas into at least one injection well, the percentage of moisture and / or corrosion-causing components is reduced in it. 43. Способ по п. 24, отличающийся тем, что газ нагнетают не менее чем через одну добывающую скважину. 43. The method according to p. 24, characterized in that the gas is injected through at least one producing well. 44. Способ по п.24, отличающийся тем, что по крайней мере часть отделенной газообразной смеси разделяют с получением азота и/или двуокиси углерода, затем азот и/или двуокись углерода смешивают по крайней мере с частью отходящих газов энергосиловой установки, после чего эту смесь используют в качестве нагнетаемого газа или в качестве части нагнетаемого газа. 44. The method according to paragraph 24, wherein at least a portion of the separated gaseous mixture is separated to produce nitrogen and / or carbon dioxide, then nitrogen and / or carbon dioxide is mixed with at least a portion of the exhaust gases of the power plant, after which the mixture is used as injection gas or as part of the injection gas.
RU2001127126A 2001-03-15 2001-10-08 Method of development of hydrocarbon material pool (versions) RU2187626C1 (en)

Priority Applications (10)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2001127126A RU2187626C1 (en) 2001-10-08 2001-10-08 Method of development of hydrocarbon material pool (versions)
JP2002574487A JP4050620B2 (en) 2001-03-15 2002-01-14 Method for recovering hydrocarbons from hydrocarbon reservoirs and apparatus for carrying out the same
DE60227355T DE60227355D1 (en) 2001-03-15 2002-01-14 METHOD FOR DEVELOPING A CARBON STORAGE STORAGE AND PLANT COMPLEX FOR IMPLEMENTING THE PROCESS
EP02700914A EP1378627B1 (en) 2001-03-15 2002-01-14 Method for developing a hydrocarbon reservoir (variants) and complex for carrying out said method (variants)
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)
AU2002233849A AU2002233849B2 (en) 2001-03-15 2002-01-14 Method for developing a hydrocarbon reservoir (variants) and complex for carrying out said method (variants)
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)
AT02700914T ATE399928T1 (en) 2001-03-15 2002-01-14 METHOD FOR DEVELOPING A HYDROCARBON RESERVE AND SYSTEM COMPLEX FOR EXECUTING THE METHOD
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
RU2001127126A RU2187626C1 (en) 2001-10-08 2001-10-08 Method of development of hydrocarbon material pool (versions)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2187626C1 true RU2187626C1 (en) 2002-08-20

Family

ID=20253571

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2001127126A RU2187626C1 (en) 2001-03-15 2001-10-08 Method of development of hydrocarbon material pool (versions)

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2187626C1 (en)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2746004C2 (en) * 2019-08-19 2021-04-05 Алексей Леонидович Западинский Hydrocarbons extraction method
RU2762713C1 (en) * 2021-02-08 2021-12-22 Алексей Леонидович Западинский Complex for extraction of hydrocarbon containing fluid from hydrocarbon deposit
RU2762712C1 (en) * 2021-02-08 2021-12-22 Алексей Леонидович Западинский Method for producing hydrocarbons
RU2800705C1 (en) * 2022-10-21 2023-07-26 Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") Oil field development method (embodiments), computer system for use in the method (embodiments), computer-readable medium for use in the method (embodiments)

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ПЕТЕРСЕН А. Эксперименты по вытеснению нефти с применением N 2 и СО 2 . - М.: Инженер-нефтяник, 1978, №11, с. 21. *

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2746004C2 (en) * 2019-08-19 2021-04-05 Алексей Леонидович Западинский Hydrocarbons extraction method
RU2762713C1 (en) * 2021-02-08 2021-12-22 Алексей Леонидович Западинский Complex for extraction of hydrocarbon containing fluid from hydrocarbon deposit
RU2762712C1 (en) * 2021-02-08 2021-12-22 Алексей Леонидович Западинский Method for producing hydrocarbons
WO2022169384A1 (en) * 2021-02-08 2022-08-11 Алексей Леонидович ЗАПАДИНСКИЙ Method for extracting hydrocarbons
WO2022169385A1 (en) * 2021-02-08 2022-08-11 Алексей Леонидович ЗАПАДИНСКИЙ System for extracting a hydrocarbon-containing fluid from a hydrocarbon deposit
RU2800705C1 (en) * 2022-10-21 2023-07-26 Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") Oil field development method (embodiments), computer system for use in the method (embodiments), computer-readable medium for use in the method (embodiments)

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7299868B2 (en) Method and system for recovery of hydrocarbons from a hydrocarbon-bearing information
US4202168A (en) Method for the recovery of power from LHV gas
US4472935A (en) Method and apparatus for the recovery of power from LHV gas
US4202169A (en) System for combustion of gases of low heating value
EP0088376B1 (en) Method and apparatus for the recovery of hydrocarbons
US20110219780A1 (en) Processing fuel and water
CA2782308C (en) Geometry of steam assisted gravity drainage with oxygen gas
CN101849088A (en) Engine system and method for substantially NOx-free combustion of a fuel in a compression ignition engine
EP4290048A1 (en) System for extracting a hydrocarbon-containing fluid from a hydrocarbon deposit
RU2187626C1 (en) Method of development of hydrocarbon material pool (versions)
RU2208138C1 (en) Complex for development of oil or gas-condensate deposit (versions)
RU2762712C1 (en) Method for producing hydrocarbons
RU2181159C1 (en) Complex for development of hydrocarbon feedstock (variants)
RU2109133C1 (en) Method for development of deposit with hard-to-recover oil reserves
CA2436480A1 (en) Porous media gas burner
US7964148B1 (en) System for providing compressed substantially oxygen-free exhaust gas
RU2746004C2 (en) Hydrocarbons extraction method
RU2746005C2 (en) Hydrocarbon extraction system
KR101794536B1 (en) Combustion control via homogeneous combustion radical ignition (HCRI) or partial HCRI in cyclic IC engines
RU2181158C1 (en) Process of development of oil fields
RU2818153C1 (en) Method of increasing oil recovery
RU2181429C1 (en) Method of development of hydrocarbon material pool
RU2328656C1 (en) Method of liquid fuel preparation for combustion
CA1136867A (en) System for combustion of gases of low heating value
Eson Downhole Steam Generator—Field Tests

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20201009