RU2622059C1 - Oil production method by oil formation stimulation - Google Patents

Oil production method by oil formation stimulation Download PDF

Info

Publication number
RU2622059C1
RU2622059C1 RU2016114107A RU2016114107A RU2622059C1 RU 2622059 C1 RU2622059 C1 RU 2622059C1 RU 2016114107 A RU2016114107 A RU 2016114107A RU 2016114107 A RU2016114107 A RU 2016114107A RU 2622059 C1 RU2622059 C1 RU 2622059C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
oil
water
well
formation
Prior art date
Application number
RU2016114107A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Исмагил Ганеевич Арсланов
Клара Фаткуллиновна Габдрахманова
Борис Владимирович Колосов
Петр Андреевич Ларин
Раис Насибович Сулейманов
Фания Гайнулханковна Усманова
Original Assignee
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" filed Critical Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет"
Priority to RU2016114107A priority Critical patent/RU2622059C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2622059C1 publication Critical patent/RU2622059C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K25/00—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for
    • F01K25/08—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours
    • F01K25/14—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours using industrial or other waste gases

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: oil production method by oil formation stimulation, comprising selecting oil from the production well, separation of the water and associated gas therefrom in separator, gas combustion in heat engine, use of the resulting in energy engine for driving pumps and electric generator, water heating and pumping it into the formation, combustion products injecting into the formation, characterized in that the gas supplied to the heat engine is taken from the annulus of the production well. A well operation mode is selected providing the maximum value gas selection due to the optimum dynamic level in the well, the gas from the separator is pumped into the formation, and water is heated to the temperature exceeding the wax melting point for a given field.
EFFECT: increased efficiency of oil production while reducing negative environmental impacts.
5 cl, 1 ex, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, а также при производстве электрической энергии.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the development of oil fields, as well as in the production of electric energy.

Известен способ добычи нефти (патент RU 2190757), по которому на нагнетательной скважине монтируют поршневой насос со смесительным устройством кавитационного типа, при этом к насосу подводят водовод, а к смесительному устройству газовую линию с попутным газом и полученную водогазовую дисперсию подают в пласт залежи через нагнетательную скважину.There is a known method of oil production (patent RU 2190757), in which a piston pump with a cavitation-type mixing device is mounted on an injection well, a water supply pipe is supplied to the pump, and a gas line with associated gas and the resulting water-gas dispersion are fed into the reservoir through the injection well.

Недостатком данного способа является то, что не используется возможность получения энергии из попутного газа с помощью энергосиловой установки.The disadvantage of this method is that it does not use the possibility of obtaining energy from associated gas using a power plant.

Известен способ разработки нефтяной залежи (патент 2038467), по которому нагнетают рабочий агент через нагнетательные скважины, отбирают нефть через добывающие скважины с последующим отделением от нефти попутного газа и его сжиганием в окислителе, состоящем из смеси кислорода и рециркулирующих продуктов сгорания. При этом в качестве рабочего агента закачивают в нагнетательные скважины продукты сгорания попутного газа в виде углекислоты и карбонизированной воды.There is a known method of developing an oil deposit (patent 2038467), in which a working agent is injected through injection wells, oil is taken through production wells, followed by separation of associated gas from oil and its combustion in an oxidizer consisting of a mixture of oxygen and recirculated combustion products. At the same time, as a working agent, the products of combustion of associated gas in the form of carbon dioxide and carbonated water are pumped into injection wells.

Недостатком этого способа является необходимость получения кислорода, что является достаточно дорогим процессом.The disadvantage of this method is the need for oxygen, which is a rather expensive process.

Наиболее близким к заявленному техническому решению является способ разработки нефтяных месторождений (патент RU 2181158), где попутный газ, получаемый на скважине, проходит через комплекс устройств, в которых производится его подготовка для сжигания в энергосиловой установке. При этом производят электрическую и тепловую энергию, которую используют для привода механизмов на промысле и для нагрева воды, нагнетаемой в пласт. Продукты сгорания закачивают в пласт.Closest to the claimed technical solution is a method of developing oil fields (patent RU 2181158), where the associated gas produced at the well passes through a set of devices in which it is prepared for combustion in a power plant. This produces electric and thermal energy, which is used to drive mechanisms in the field and to heat the water pumped into the reservoir. Combustion products are pumped into the reservoir.

Недостатком используемого способа является значительная техническая сложность и стоимость комплекса устройств, в которых производится подготовка попутного газа для сжигания, а также использование компрессоров высокого давления для закачки продуктов сгорания в пласт, также имеющих высокую стоимость и низкий КПД.The disadvantage of the method used is the significant technical complexity and cost of a complex of devices in which associated gas is prepared for combustion, as well as the use of high pressure compressors for pumping combustion products into the formation, also having a high cost and low efficiency.

Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является устранение указанных недостатков при повышении эффективности добычи нефти и снижении отрицательных экологических воздействий.The problem to which the claimed invention is directed is to eliminate these drawbacks while increasing the efficiency of oil production and reducing negative environmental impacts.

Данная задача решается тем, что в способе добычи нефти путем воздействия на нефтяной пласт, включающем отбор нефти из добывающей скважины, отделение от нее воды и попутного газа в сепараторе и сжигание газа в тепловом двигателе, использование полученной в двигателе энергии для привода насосов и электрогенератора, нагрева воды и нагнетания ее в пласт и закачивания продуктов сгорания в пласт, согласно изобретению газ, подаваемый в тепловой двигатель, отбирают из затрубья добывающей скважины, причем выбирают режим работы скважины, обеспечивающий максимальную величину отбора этого газа за счет оптимального динамического уровня в скважине, газ из сепаратора закачивают в пласт. Воду нагревают в смесительном теплообменнике за счет тепла продуктов сгорания до температуры, превышающей температуру плавления парафина для данного месторождения. Продукты сгорания после отделения азота вместе с газом, поступающим из сепаратора, закачивают в пласт с помощью водогазовых технологий. На вход теплового двигателя дополнительно подают газ от внешнего источника.This problem is solved by the fact that in the method of oil production by acting on the oil reservoir, which includes taking oil from the producing well, separating water and associated gas from it in a separator and burning gas in a heat engine, using the energy received in the engine to drive pumps and an electric generator, heating water and injecting it into the formation and pumping combustion products into the formation, according to the invention, the gas supplied to the heat engine is taken from the annulus of the producing well, and the mode of operation of the well is selected, ensuring ayuschy maximum value selection of the gas due to the optimum dynamic level in the well, the gas from the separator is pumped into the formation. Water is heated in a mixing heat exchanger due to the heat of combustion products to a temperature exceeding the melting point of paraffin for a given field. Combustion products after nitrogen separation together with the gas coming from the separator are pumped into the reservoir using water-gas technologies. The heat engine is additionally supplied with gas from an external source.

На фигуре представлена установка для осуществления способа.The figure shows the installation for implementing the method.

Установка содержит добывающую скважину с обсадной колонной 1, насосно-компрессорными трубами 2 с динамическим уровнем 3 жидкости в скважине; газоанализатор 4, задвижки 5 и 6, линейный нефтепровод 7, сепаратор 8, устройство 9 для подачи газа в тепловой двигатель 10, высоконапорный насос 11, электрогенератор 12, дымосос 13, смесительный теплообменник 14, ороситель 15, насадка 16, насос 17, установка для разделения газов 18, эжектор 19, компрессор 20, расходомер газа 21, устройство для подготовки газа 22.The installation comprises a production well with a casing 1, tubing 2 with a dynamic level of 3 fluid in the well; gas analyzer 4, valves 5 and 6, linear oil pipeline 7, separator 8, device 9 for supplying gas to the heat engine 10, high-pressure pump 11, electric generator 12, smoke exhaust 13, mixing heat exchanger 14, sprinkler 15, nozzle 16, pump 17, installation for gas separation 18, ejector 19, compressor 20, gas flow meter 21, gas preparation device 22.

Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.

В добывающую скважину, содержащую обсадную колонну 1 и насосно-компрессорные трубы (НКТ) 2, попутный газ поступает как через затрубное пространство (между колонной 1 и трубами 2), так и через НКТ. Попутный газ из НКТ содержит механические примеси, серу, водяной пар, тяжелый компонент, поэтому требуется специальный комплекс устройств для подготовки его к сжиганию. Попутный газ из затрубья гораздо чище. Это объясняется тем, что в затрубном пространстве (при глубине скважины, как правило, 1 км и более) создаются подходящие условия для гравитационного разделения компонент, входящих в попутный газ. Исследования состава газа из затрубного пространства (Таиров Д.Н., Таирова С.А. К оценке выбрасываемого в атмосферу затрубного газа по месторождениям «Азнефть» / Europenscience Reuiew, 2014, #3-4, с 138-143) показывают, что во всех скважинах количество метана было более 99%, т.е. не меньше, чем у обычного природного газа, используемого в промышленности, в тепловой энергетике в частности. Поэтому в предлагаемом способе весь газ, поступающий из затрубного пространства (затрубья), не смешивают с газом из НКТ, а направляют в тепловой двигатель 10. При этом появляется возможность регулировать за счет этого отбора давление в затрубье, обеспечивая оптимальный динамический уровень в скважине при заданном режиме ее работы (т.е. давлении на забое). Если в прототипе давление на устье скважины (в затрубье) может достигать значительной величины, т.к. необходим перепуск в линейный нефтепровод, то в предлагаемом способе это давление не зависит от давления в линейном нефтепроводе и может быть сделано небольшим. Кроме этого положительного эффекта, низкое давление затрубного газа способствует более сильному разгазированию, что не только позволяет достичь максимального отбора газа через затрубье, но и снижает количество растворенного газа на приеме глубинного насоса, что повышает его КПД. Сохраняя динамический уровень, можно получить больший дебит. Такой динамический уровень, при котором при заданном пластовом давлении и коэффициенте продуктивности обеспечивается максимальный дебит, при минимальной длине подвески насоса и максимальном расходе газа через затрубье является оптимальным. Газ из затрубья или непосредственно подают на вход теплового двигателя, или предварительно подготавливают в устройстве 22. Важно отметить, что это устройство намного проще и дешевле комплекса по подготовке газа из сепаратора 8.Associated gas enters the production well containing the casing 1 and tubing (tubing) 2 through the annulus (between the string 1 and the tubing 2) and through the tubing. Associated gas from the tubing contains mechanical impurities, sulfur, water vapor, a heavy component, therefore, a special set of devices is required to prepare it for burning. Associated gas from the annulus is much cleaner. This is due to the fact that in the annulus (with a depth of the well, as a rule, 1 km or more), suitable conditions are created for the gravitational separation of the components included in the associated gas. Studies of the composition of gas from the annulus (Tairov D.N., Tairova S.A. To the estimation of annular gas emitted into the atmosphere from the Azneft fields / Europenscience Reuiew, 2014, # 3-4, p. 138-143) show that in all wells, the amount of methane was more than 99%, i.e. no less than conventional natural gas used in industry, in thermal energy in particular. Therefore, in the proposed method, all the gas coming from the annulus (annulus) is not mixed with gas from the tubing, but is sent to the heat engine 10. At the same time, it becomes possible to regulate the pressure in the annulus due to this selection, providing an optimal dynamic level in the well for a given its mode of operation (i.e. pressure at the bottom). If in the prototype the pressure at the wellhead (in the annulus) can reach a significant value, because if a bypass to the linear oil pipeline is required, then in the proposed method this pressure does not depend on the pressure in the linear oil pipeline and can be made small. In addition to this positive effect, the low annular gas pressure contributes to stronger degassing, which not only allows maximum gas extraction through the annulus to be achieved, but also reduces the amount of dissolved gas at the intake of the downhole pump, which increases its efficiency. Keeping a dynamic level, you can get a greater debit. Such a dynamic level at which the maximum flow rate is ensured at a given reservoir pressure and productivity coefficient, is optimal with a minimum suspension length of the pump and a maximum gas flow through the annulus. Gas from the annulus is either directly supplied to the inlet of the heat engine, or pre-prepared in device 22. It is important to note that this device is much simpler and cheaper than the complex for the preparation of gas from the separator 8.

После сжигания газа в тепловом двигателе 10, например газотурбинной установке, ГТУ, или газопоршневом двигателе, ГПД, продукты сгорания с помощью дымососа 13 направляют в нижнюю часть смесительного теплообменника 14. В верхнюю часть этого теплообменника подают воду, предназначенную для закачки в пласт (чаще всего это пластовая вода из сепаратора 8). Эта вода стекает из оросителя 15, через насадку 16 (например, кольца Рашига), нагревается за счет теплоты продуктов сгорания и поглощает часть углекислого газа, а также водяной пар, содержащийся в этих продуктах. Температура воды на выходе из теплообменника должна быть выше температуры плавления парафина данного месторождения. Это особенно важно для старых месторождений. Дело в том, что за долгие годы эксплуатации и за счет низкой температуры закачиваемой воды в зимнее время температура пластов стала существенно ниже температуры плавления парафина, что значительно снизило нефтеотдачу.After burning gas in a heat engine 10, for example, a gas turbine unit, gas turbine engine, or gas engine, gas turbine engine, the combustion products by means of a smoke exhauster 13 are sent to the lower part of the mixing heat exchanger 14. Water for injection into the reservoir is fed to the upper part of this heat exchanger (most often this is produced water from the separator 8). This water flows from the sprinkler 15, through the nozzle 16 (for example, Rashig rings), is heated due to the heat of the combustion products and absorbs part of the carbon dioxide, as well as water vapor contained in these products. The water temperature at the outlet of the heat exchanger should be higher than the melting temperature of the paraffin of the given field. This is especially important for older fields. The fact is that over many years of operation and due to the low temperature of the injected water in winter, the temperature of the layers has become significantly lower than the melting point of paraffin, which significantly reduced oil recovery.

Пример. Если использовать ГТУ ПАЭС - 2500, то при электрической мощности 2500 кВт, тепла продуктов сгорания достаточно для нагрева 180 м3/час воды (параметры известного высоконапорного насоса ЦНС - 180) на 30°С. Температура плавления широко распространенных парафинов состава С17-С35 составляет 27-71 градусов °С (см. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.Н. Физика нефтяного и газового пласта. М., «Недра», 1982, с. 83). Для многих месторождений Поволжья температура пласта снизилась до 20-25°С (при температуре в начале эксплуатации 35-40°С). Поэтому уже использование одной ГТУ ПАЭС - 2500 в ряде случаев достаточно. При необходимости можно использовать несколько тепловых двигателей. После теплообменника 14 нагретую воду подают с помощью насоса 17 в систему водогазового воздействия, например в сопло эжектора 19. Продукты сгорания направляют из теплообменника 14 в установку для разделения газов 18, где от них отделяют азот, а оставшиеся газы подают во всасывающую камеру эжектора 19. Отделение азота производится потому, что он представляет собой отдельный продукт, а также с целью уменьшить газовую нагрузку на эжектор 19 и повысить КПД последующего сжатия в высоконапорном насосе 11. В эжектор 19 подают также газ из сепаратора 8. После высоконапорного насоса 11 водогазовую смесь направляют в нагнетательные скважины. В дополнительном пункте изобретения предложено подавать газ от внешнего источника. Это связано с повышением надежности работы теплового двигателя, который с помощью электрогенератора обеспечивает весь нефтепромысел электроэнергией.Example. If you use GTU PAES - 2500, then with an electric power of 2500 kW, the heat of the combustion products is enough to heat 180 m 3 / h of water (parameters of the well-known high-pressure pump CNS - 180) at 30 ° C. The melting point of widespread C17-C35 paraffins is 27-71 degrees ° C (see Gimatudinov Sh.K., Shirkovsky AN, Oil and Gas Formation Physics. M., Nedra, 1982, p. 83). For many fields of the Volga region, the temperature of the reservoir decreased to 20-25 ° C (at a temperature at the beginning of operation 35-40 ° C). Therefore, the use of one GTU PAES - 2500 in some cases is enough. If necessary, you can use several heat engines. After the heat exchanger 14, heated water is supplied by means of a pump 17 to the water-gas treatment system, for example, to the ejector nozzle 19. The combustion products are sent from the heat exchanger 14 to the gas separation unit 18, where nitrogen is separated from them, and the remaining gases are fed into the suction chamber of the ejector 19. Nitrogen is separated because it is a separate product, and also with the aim of reducing the gas load on the ejector 19 and increasing the efficiency of the subsequent compression in the high-pressure pump 11. Gas is also supplied to the ejector 19 from the separator 8. By le high pressure pump 11, a water-gas mixture is fed to the injection wells. In an additional paragraph of the invention, it is proposed to supply gas from an external source. This is due to increased reliability of the heat engine, which with the help of an electric generator provides the entire oil field with electricity.

Таким образом, предложенный способ позволяет, по сравнению с прототипом:Thus, the proposed method allows, in comparison with the prototype:

1. Повысить качество подаваемого газа в тепловой двигатель и снизить затраты на его подготовку. Это достигается тем, что газ подается из затрубного пространства.1. To improve the quality of the gas supplied to the heat engine and reduce the cost of its preparation. This is achieved by the fact that gas is supplied from the annulus.

2. Повысить нефтеотдачу пласта за счет закачивания в нагнетательные скважины воды, с температурой выше температуры плавления парафина данного пласта.2. To increase oil recovery by injecting water into injection wells, with a temperature above the melting point of the paraffin of the given formation.

3. Увеличить дебит добывающей скважины за счет уменьшения давления в затрубном пространстве.3. To increase the production rate of the producing well by reducing the pressure in the annulus.

4. Повысить КПД глубинного насоса в добывающей скважине за счет уменьшения растворенного газа на его приеме.4. To increase the efficiency of the downhole pump in the producing well by reducing the dissolved gas at its intake.

Claims (5)

1. Способ добычи нефти путем воздействия на нефтяной пласт, включающий отбор нефти из добывающей скважины, отделение от нее воды и попутного газа в сепараторе, сжигание газа в тепловом двигателе, использование полученной в двигателе энергии для привода насосов и электрогенератора, нагрев воды и нагнетание ее в пласт, закачивание продуктов сгорания в пласт, отличающийся тем, что газ, подаваемый в тепловой двигатель отбирают из затрубья добывающей скважины, причем выбирают режим работы скважины, обеспечивающий максимальную величину отбора этого газа за счет оптимального динамического уровня в скважине, газ из сепаратора закачивают в пласт, а нагрев воды производят до температуры, превышающей температуру плавления парафина для данного месторождения.1. A method of oil production by acting on an oil reservoir, including taking oil from a producing well, separating water and associated gas from it in a separator, burning gas in a heat engine, using the energy received in the engine to drive pumps and an electric generator, heating water and pumping it into the formation, injection of combustion products into the formation, characterized in that the gas supplied to the heat engine is taken from the annulus of the producing well, and the mode of operation of the well providing the maximum amount of extraction is selected this gas due to the optimal dynamic level in the well, the gas from the separator is pumped into the reservoir, and the water is heated to a temperature above the melting point of paraffin for this field. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что воду нагревают в смесительном теплообменнике.2. The method according to p. 1, characterized in that the water is heated in a mixing heat exchanger. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что продукты сгорания вместе с газом, поступающим из сепаратора, закачивают в пласт с помощью водогазовых технологий.3. The method according to p. 1, characterized in that the combustion products, together with the gas coming from the separator, are pumped into the reservoir using water-gas technologies. 4. Способ по п. 1 или 3, отличающийся тем, что от продуктов сгорания отделяют азот, а остальные газы закачивают в пласт.4. The method according to p. 1 or 3, characterized in that nitrogen is separated from the combustion products, and the remaining gases are pumped into the reservoir. 5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на вход теплового двигателя дополнительно подают газ от внешнего источника.5. The method according to p. 1, characterized in that the input of the heat engine additionally serves gas from an external source.
RU2016114107A 2016-04-12 2016-04-12 Oil production method by oil formation stimulation RU2622059C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016114107A RU2622059C1 (en) 2016-04-12 2016-04-12 Oil production method by oil formation stimulation

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016114107A RU2622059C1 (en) 2016-04-12 2016-04-12 Oil production method by oil formation stimulation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2622059C1 true RU2622059C1 (en) 2017-06-09

Family

ID=59032477

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016114107A RU2622059C1 (en) 2016-04-12 2016-04-12 Oil production method by oil formation stimulation

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2622059C1 (en)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4607695A (en) * 1984-02-16 1986-08-26 Mobil Oil Corporation High sweep efficiency steam drive oil recovery method
RU2181158C1 (en) * 2000-09-07 2002-04-10 Западинский Алексей Леонидович Process of development of oil fields
RU2181159C1 (en) * 2001-03-15 2002-04-10 Западинский Алексей Леонидович Complex for development of hydrocarbon feedstock (variants)
RU2297520C2 (en) * 2005-03-24 2007-04-20 Алексей Васильевич Сорокин Method for low-pressure gas utilization
RU84918U1 (en) * 2009-03-10 2009-07-20 Владимир Викторович Фомин Autonomous degassing installation
RU2503806C1 (en) * 2012-07-27 2014-01-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина System for heavy oil and natural bitumen deposit arrangement (versions)

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4607695A (en) * 1984-02-16 1986-08-26 Mobil Oil Corporation High sweep efficiency steam drive oil recovery method
RU2181158C1 (en) * 2000-09-07 2002-04-10 Западинский Алексей Леонидович Process of development of oil fields
RU2181159C1 (en) * 2001-03-15 2002-04-10 Западинский Алексей Леонидович Complex for development of hydrocarbon feedstock (variants)
RU2297520C2 (en) * 2005-03-24 2007-04-20 Алексей Васильевич Сорокин Method for low-pressure gas utilization
RU84918U1 (en) * 2009-03-10 2009-07-20 Владимир Викторович Фомин Autonomous degassing installation
RU2503806C1 (en) * 2012-07-27 2014-01-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина System for heavy oil and natural bitumen deposit arrangement (versions)

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP4050620B2 (en) Method for recovering hydrocarbons from hydrocarbon reservoirs and apparatus for carrying out the same
JP6282675B2 (en) Treatment of exhaust for use in secondary oil recovery
JP6734298B2 (en) Utilization of internal energy of aquifer fluid in geothermal plant
US7789142B2 (en) Downhole gas flow powered deliquefaction pump
CN104428490B (en) The coal bed methane production of raising
US6032737A (en) Method and system for increasing oil production from an oil well producing a mixture of oil and gas
FR2885133A1 (en) METHOD OF HEAT RECOVERY OF HEAVY OIL AND BITUMEN BY INJECTION OF COMBUSTION GAS
CN110520596A (en) The method of dehydration and operation coal bed gas well
US8757271B2 (en) Artificial lift integral system for the production of hydrocarbons for oil wells by means of pneumatic pumping with natural gas autonomously supplied by oil wells
US20150344770A1 (en) System and method for producing carbon dioxide for use in hydrocarbon recovery
Drozdov et al. Improving the operation of pump-ejector systems at varying flow rates of associated petroleum gas
CN105114045B (en) A kind of CCUS systems recovered the oil based on gas lift method and application
EP0917905B1 (en) Process and device for diphasic compression for the treatment of oil products
RU2622059C1 (en) Oil production method by oil formation stimulation
EP3569814B1 (en) Fluid driven pressure boosting system for oil and gas applications
EP1171687B1 (en) Method and system for increasing oil production from an oil well producing a mixture of oil and gas
WO2021123752A1 (en) Geothermal power plant
RU186377U1 (en) A device for extracting geothermal energy from the produced products of an existing low-temperature oil well
US11925886B2 (en) Controlled fluid concentrator
RU129145U1 (en) INSTALLATION FOR UTILIZATION OF ASSOCIATED OIL GAS AND DEVELOPMENT OF OIL DEPOSITS WITH THE POSSIBILITY OF SIMULTANEOUS GAS AND WATER PUMPING
US3291069A (en) Controlled pvt oil production
US11738303B2 (en) Fuel gas conditioning system and method
RU2377402C1 (en) Device to force water in well
WO2012103591A1 (en) Differential pressure energy generation
RU2684791C1 (en) Method for maintaining reservoir pressure of an oil well

Legal Events

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

Effective date: 20180413