CN109441417A - 火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器 - Google Patents
火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109441417A CN109441417A CN201811344558.6A CN201811344558A CN109441417A CN 109441417 A CN109441417 A CN 109441417A CN 201811344558 A CN201811344558 A CN 201811344558A CN 109441417 A CN109441417 A CN 109441417A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fireflood
- deoxygenation
- producing well
- combustion
- associated gas
- Prior art date
- Legal status (The legal status 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 status listed.)
- Pending
Links
- 238000006392 deoxygenation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 48
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 title claims abstract description 46
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 35
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 81
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 57
- 230000003139 buffering effect Effects 0.000 claims abstract description 21
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 claims abstract description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 117
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 25
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 10
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 8
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 6
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 7
- 238000004064 recycling Methods 0.000 abstract description 7
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 7
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 5
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000036760 body temperature Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005325 percolation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- -1 transfer drive Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B43/243—Combustion in situ
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
Abstract
本发明为一种火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器,包括燃烧部,燃烧部能提供火驱油田生产井伴生气燃烧转化成热流体的燃烧转化空间,燃烧部上能拆卸地连通设置缓冲除氧装置,缓冲除氧装置能对热流体除氧处理;燃烧部的入口处设置伴生尾气进气喷嘴,燃烧部的出口外侧设置能监测热流体温度的入井流体温控单元,入井流体温控单元能根据热流体温度控制伴生尾气进气喷嘴的开度。该装置能将火驱油田生产井伴生气燃烧并除氧转化为热流体回注油藏地层增产,实现油田生产井伴生气的有效回收利用。
Description
技术领域
本发明涉及油田开采技术领域,尤其涉及一种火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器。
背景技术
油田伴生尾气是在油田开采过程中伴随石油液体排出的不能被直接利用的气体。在采用火驱、蒸汽驱或气驱(如CO2驱)等提高采收率技术开采石油过程中,石油中蕴藏的甲烷气会随着驱油气一起排出,成为油田开采过程的伴生气,浓度高(>30%vo1)的伴生气可被直接或间接利用,而含量低的伴生气(一般含1-10%vo1的甲烷)由于不能被直接燃烧利用,大部分被直接就地放空,形成油田开采过程的伴生甲烷尾气。油田伴生尾气因其情况特殊而受到越来越多的关注。目前因回收技术不经济而大部分直接排空,造成资源浪费;同时,火驱生产井伴生尾气主要含有甲烷(CH4)和二氧化碳(CO2),现场一般采用除硫后回收或燃烧利用,甲烷(CH4)的含量不稳定,在燃烧利用的过程中,经常熄火,产生安全隐患;甲烷(CH4)是一种温室气体,温室效应要比二氧化碳大上25倍,造成环境污染,尾气的回收和利用是生态环保不可回避的一环。
由此,本发明人凭借多年从事相关行业的经验与实践,提出一种火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器,以克服现有技术的缺陷。
发明内容
本发明的目的在于提供一种火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器,克服现有技术中存在的油田伴生尾气资源浪费和环境污染等问题,该装置能将火驱油田生产井伴生气燃烧并除氧转化为热流体回注油藏地层增产,实现油田生产井伴生气的有效回收利用。
本发明的目的是这样实现的,一种火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器,包括燃烧部,所述燃烧部能提供火驱油田生产井伴生气燃烧转化成热流体的燃烧转化空间,所述燃烧部上能拆卸地连通设置缓冲除氧装置,所述缓冲除氧装置能对热流体除氧处理;所述燃烧部的入口处设置伴生尾气进气喷嘴,所述燃烧部的出口外侧设置能监测热流体温度的入井流体温控单元,所述入井流体温控单元能根据热流体温度控制所述伴生尾气进气喷嘴的开度。
在本发明的一较佳实施方式中,所述燃烧部包括燃烧室和缓冲室,所述燃烧室的入口处设置所述伴生尾气进气喷嘴,所述燃烧室的入口处还连通设置辅助燃烧供气系统和燃料供给系统,所述缓冲除氧装置能拆卸地连通设置于所述燃烧室的出口处;所述缓冲室与所述燃烧室连通设置,所述缓冲室的出口构成所述燃烧部的出口。
在本发明的一较佳实施方式中,所述伴生尾气进气喷嘴的入口处连通设置伴生尾气增压系统,所述燃烧室的入口处还设置高压点火单元。
在本发明的一较佳实施方式中,所述燃烧室内位于所述燃烧室的入口和所述缓冲除氧装置之间设置防熄火燃烧板。
在本发明的一较佳实施方式中,所述燃烧室的出口处设置直径自燃烧室向缓冲室渐缩的锥筒结构,所述缓冲除氧装置能拆卸地连通设置于所述锥筒结构的入口处。
在本发明的一较佳实施方式中,所述燃料供给系统为所述燃烧室供给天然气、液化气或柴油;所述辅助燃烧供气系统为所述燃烧室供给氧气或空气。
由上所述,本发明提供的火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器具有如下有益效果:
本发明的火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器,克服现有技术中存在的油田伴生尾气资源浪费和环境污染等问题,能将火驱油田生产井伴生气燃烧并除氧转化为热流体回注油藏地层增产,实现油田生产井伴生气的有效回收利用;本发明的火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器对火驱油田生产井伴生气转化效率高,操作简单;本发明的火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器回收利用火驱油田生产井伴生气时,对其成分要求低,普遍适用性强;本发明的火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器中,入井流体温控单元能够较好的监控热流体的温度,使得回注到油藏地层的热流体保持在最佳温度,保证增产效果。
附图说明
以下附图仅旨在于对本发明做示意性说明和解释,并不限定本发明的范围。其中:
图1:为本发明的火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器的示意图。
图中:
100、火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器;
1、燃烧部;
101、燃烧室;102、缓冲室;
11、伴生尾气进气喷嘴;12、高压点火单元;13、锥筒结构;
2、伴生尾气增压系统;
3、辅助燃烧供气系统;
4、燃料供给系统;
5、防熄火燃烧板;
6、缓冲除氧装置;
7、入井流体温控单元。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解,现对照附图说明本发明的具体实施方式。
如图1所示,本发明提供一种火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器100,包括燃烧部1,燃烧部1能提供火驱油田生产井伴生气燃烧转化成热流体的燃烧转化空间,燃烧部1上能拆卸地连通设置缓冲除氧装置6,缓冲除氧装置6能对热流体除氧处理;燃烧部1的入口处设置伴生尾气进气喷嘴11,燃烧部1的出口外侧设置能监测热流体温度的入井流体温控单元7,为了达到较好的增产效果,回注到油藏地层的热流体的温度范围是120℃~180℃,在本发明的一具体实施例中,热流体的温度为156℃;入井流体温控单元7能根据热流体温度控制伴生尾气进气喷嘴11的开度,从而控制火驱油田生产井伴生气进入燃烧部1内的流量。入井流体温控单元7可以根据流出的热流体的温度,通过信号控制伴生尾气进气喷嘴11的开度,该控制方式可以是电控也可以是气控,还可以是其它控制方式。当热流体温度较高时,入井流体温控单元7向伴生尾气进气喷嘴11发出开度减小信号,当热流体温度较低时,入井流体温控单元7向伴生尾气进气喷嘴11发出开度增大信号。
本发明的火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器,克服现有技术中存在的油田伴生尾气资源浪费和环境污染等问题,能将火驱油田生产井伴生气燃烧并除氧转化为热流体回注油藏地层增产,实现油田生产井伴生气的有效回收利用;本发明的火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器对火驱油田生产井伴生气转化效率高,操作简单;本发明的火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器回收利用火驱油田生产井伴生气时,对其成分要求低,普遍适用性强;本发明的火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器中,入井流体温控单元能够较好的监控热流体的温度,使得回注到油藏地层的热流体保持在最佳温度,保证增产效果。
进一步,如图1所示,燃烧部1包括燃烧室101和缓冲室102,燃烧室101的入口处设置伴生尾气进气喷嘴11,燃烧室101的入口处还连通设置辅助燃烧供气系统3和燃料供给系统4,缓冲除氧装置6能拆卸地连通设置于燃烧室101的出口处;缓冲室102与燃烧室101连通设置,缓冲室102的出口构成燃烧部1的出口。
进一步,如图1所示,伴生尾气进气喷嘴11的入口处连通设置伴生尾气增压系统2,燃烧室101的入口处还设置高压点火单元12。
进一步,燃料供给系统4为燃烧室101供给天然气、液化气或柴油,优选天然气;辅助燃烧供气系统3为燃烧室101供给氧气或空气,优选空气。
火驱油田生产井伴生气注入火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器100前,辅助燃烧供气系统3为燃烧室101供给空气,燃料供给系统4为燃烧室101供给少量(能够完成预热即可)的天然气,使用高压点火单元12引燃天然气,预热燃烧室101,稳定燃烧后,开启伴生尾气增压系统2,火驱油田生产井伴生气经过伴生尾气增压系统2增压后,通过伴生尾气进气喷嘴11进入燃烧室101,火驱油田生产井伴生气燃烧,关闭燃料供给系统4。
进一步,如图1所示,燃烧室101内位于燃烧室的入口和缓冲除氧装置6之间设置防熄火燃烧板5。防熄火燃烧板5能有效防止火驱油田生产井伴生气熄灭,保证燃烧室101内的连续燃烧。火驱油田生产井伴生气燃烧后的气体先通过防熄火燃烧板5,再向外流动。防熄火燃烧板5可以利用红外线防熄火,还可以利用其他原理防熄火。
进一步,如图1所示,燃烧室101的出口处设置直径自燃烧室向缓冲室渐缩的锥筒结构13,缓冲除氧装置6能拆卸地连通设置于锥筒结构13的入口处。一般情况下,缓冲除氧装置6数量为两个,一备一用,一个缓冲除氧装置6与燃烧室101连通设置,去除火驱油田生产井伴生气燃烧后的气体中的氧气,另一个缓冲除氧装置6与燃烧室101隔离用作备用,一旦使用中的缓冲除氧装置6出现问题,马上更换,避免中断燃烧后的除氧,保证热流体中氧气含量为0。
使用本发明的火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器100回收利用火驱油田生产井伴生气时,具体步骤如下:
步骤a、将火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器100连接于回注井(油藏地层)的井口,火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器100的入口与收集了火驱油田生产井伴生气的容器(现有技术)连接,开启辅助燃烧供气系统3为燃烧室101供给空气,开启燃料供给系统4为燃烧室101供给少量(能够完成预热即可)的天然气,使用高压点火单元12引燃天然气,预热燃烧室101;
步骤b、燃烧室101内稳定燃烧后,开启伴生尾气增压系统2,火驱油田生产井伴生气经过伴生尾气增压系统2增压后,通过伴生尾气进气喷嘴11进入燃烧室101,火驱油田生产井伴生气燃烧,关闭燃料供给系统4;火驱油田生产井伴生气燃烧后形成热流体;
火驱油田生产井伴生气燃烧,燃烧后产生的气体在未处理前主要包括二氧化碳、氮气、少量氧气和少量水蒸汽,缓冲除氧装置6对其进行除氧处理,优化热流体,使其含氧量降为0。
步骤c、热流体通过缓冲室102的出口后回注到回注井(油藏地层),进行吞吐或气驱(热流体为混合气体),完成油藏增产。
其中,为了实现热流体的降粘、调驱、补充地层能量和改善流体地下渗流能力等作用,自燃烧器结构的出口流出的热流体中,添加高温防膨剂、高温起泡剂或降粘解堵剂后回注到油藏地层。
在本发明的一具体实施例中,某稠油油藏吞吐井采取本发明的火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器100转化火驱油田生产井伴生气前,平均日产液6方,平均日产油0.1吨,应用本发明的火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器100转化火驱油田生产井伴生气为热流体回注稠油油藏后,处理伴生尾气18万标方,生成热流体136万标方,主要含有氮气和二氧化碳,氧含量为0;注入压力15.5MPa,注入温度156℃,热流体回注到稠油油藏地层后,焖井7天,开井后,平均日产液12.8吨,平均日产油4.3吨,生产有效期251天,增油1104吨,稠油油藏增产效果明显。
由上所述,本发明提供的火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器具有如下有益效果:
本发明的火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器,克服现有技术中存在的油田伴生尾气资源浪费和环境污染等问题,能将火驱油田生产井伴生气燃烧并除氧转化为热流体回注油藏地层增产,实现油田生产井伴生气的有效回收利用;本发明的火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器对火驱油田生产井伴生气转化效率高,操作简单;本发明的火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器回收利用火驱油田生产井伴生气时,对其成分要求低,普遍适用性强;本发明的火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器中,入井流体温控单元能够较好的监控热流体的温度,使得回注到油藏地层的热流体保持在最佳温度,保证增产效果。
以上所述仅为本发明示意性的具体实施方式,并非用以限定本发明的范围。任何本领域的技术人员,在不脱离本发明的构思和原则的前提下所作出的等同变化与修改,均应属于本发明保护的范围。
Claims (6)
1.一种火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器,其特征在于,包括燃烧部,所述燃烧部能提供火驱油田生产井伴生气燃烧转化成热流体的燃烧转化空间,所述燃烧部上能拆卸地连通设置缓冲除氧装置,所述缓冲除氧装置能对热流体除氧处理;所述燃烧部的入口处设置伴生尾气进气喷嘴,所述燃烧部的出口外侧设置能监测热流体温度的入井流体温控单元,所述入井流体温控单元能根据热流体温度控制所述伴生尾气进气喷嘴的开度。
2.如权利要求1所述的火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器,其特征在于,所述燃烧部包括燃烧室和缓冲室,所述燃烧室的入口处设置所述伴生尾气进气喷嘴,所述燃烧室的入口处还连通设置辅助燃烧供气系统和燃料供给系统,所述缓冲除氧装置能拆卸地连通设置于所述燃烧室的出口处;所述缓冲室与所述燃烧室连通设置,所述缓冲室的出口构成所述燃烧部的出口。
3.如权利要求1或2所述的火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器,其特征在于,所述伴生尾气进气喷嘴的入口处连通设置伴生尾气增压系统,所述燃烧室的入口处还设置高压点火单元。
4.如权利要求2所述的火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器,其特征在于,所述燃烧室内位于所述燃烧室的入口和所述缓冲除氧装置之间设置防熄火燃烧板。
5.如权利要求2所述的火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器,其特征在于,所述燃烧室的出口处设置直径自燃烧室向缓冲室渐缩的锥筒结构,所述缓冲除氧装置能拆卸地连通设置于所述锥筒结构的入口处。
6.如权利要求2所述的火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器,其特征在于,所述燃料供给系统为所述燃烧室供给天然气、液化气或柴油;所述辅助燃烧供气系统为所述燃烧室供给氧气或空气。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201811344558.6A CN109441417A (zh) | 2018-11-13 | 2018-11-13 | 火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201811344558.6A CN109441417A (zh) | 2018-11-13 | 2018-11-13 | 火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN109441417A true CN109441417A (zh) | 2019-03-08 |
Family
ID=65551771
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201811344558.6A Pending CN109441417A (zh) | 2018-11-13 | 2018-11-13 | 火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN109441417A (zh) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN113552281A (zh) * | 2021-07-22 | 2021-10-26 | 徐志龙 | 一种海洋石油开发用伴生气体高空放散燃烧室 |
CN116625110A (zh) * | 2023-06-08 | 2023-08-22 | 广东科达新能源装备有限公司 | 一种窑内除氧方法 |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN2854354Y (zh) * | 2005-12-26 | 2007-01-03 | 延宏恩 | 节能环保燃烧器 |
CN202769663U (zh) * | 2012-09-23 | 2013-03-06 | 王伟 | 一种红外燃烧器 |
CN103742114A (zh) * | 2014-01-23 | 2014-04-23 | 山东成林高新技术产业有限公司 | 同炉蒸汽烟气混注热力采油装置与方法 |
CN103867293A (zh) * | 2014-03-27 | 2014-06-18 | 西安交通大学 | 一种石油伴生气发电与压缩/液化回收利用的系统与方法 |
WO2014178596A1 (ko) * | 2013-04-30 | 2014-11-06 | 한국과학기술원 | 해저 저압분리기를 이용한 원유가스 생산시스템 |
CN204962758U (zh) * | 2015-07-17 | 2016-01-13 | 广州市蓝炬燃烧设备有限公司 | 一种油田伴生气燃烧器 |
CN205279090U (zh) * | 2015-11-12 | 2016-06-01 | 广州市蓝炬燃烧设备有限公司 | 油田伴生气燃烧器 |
-
2018
- 2018-11-13 CN CN201811344558.6A patent/CN109441417A/zh active Pending
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN2854354Y (zh) * | 2005-12-26 | 2007-01-03 | 延宏恩 | 节能环保燃烧器 |
CN202769663U (zh) * | 2012-09-23 | 2013-03-06 | 王伟 | 一种红外燃烧器 |
WO2014178596A1 (ko) * | 2013-04-30 | 2014-11-06 | 한국과학기술원 | 해저 저압분리기를 이용한 원유가스 생산시스템 |
CN103742114A (zh) * | 2014-01-23 | 2014-04-23 | 山东成林高新技术产业有限公司 | 同炉蒸汽烟气混注热力采油装置与方法 |
CN103867293A (zh) * | 2014-03-27 | 2014-06-18 | 西安交通大学 | 一种石油伴生气发电与压缩/液化回收利用的系统与方法 |
CN204962758U (zh) * | 2015-07-17 | 2016-01-13 | 广州市蓝炬燃烧设备有限公司 | 一种油田伴生气燃烧器 |
CN205279090U (zh) * | 2015-11-12 | 2016-06-01 | 广州市蓝炬燃烧设备有限公司 | 油田伴生气燃烧器 |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN113552281A (zh) * | 2021-07-22 | 2021-10-26 | 徐志龙 | 一种海洋石油开发用伴生气体高空放散燃烧室 |
CN113552281B (zh) * | 2021-07-22 | 2024-02-09 | 徐志龙 | 一种海洋石油开发用伴生气体高空放散燃烧室 |
CN116625110A (zh) * | 2023-06-08 | 2023-08-22 | 广东科达新能源装备有限公司 | 一种窑内除氧方法 |
CN116625110B (zh) * | 2023-06-08 | 2023-10-31 | 广东科达新能源装备有限公司 | 一种窑内除氧方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN205117321U (zh) | 一种超临界二氧化碳、氮气、水力复合压裂系统 | |
CN109441417A (zh) | 火驱油田生产井伴生气的除氧燃烧转化器 | |
CN100362209C (zh) | 煤矿瓦斯爆炸突出治理方法及其配用的瓦斯消溶剂 | |
CN110644962A (zh) | 一种用于稠油热采的超临界水热燃烧型井下蒸汽发生器 | |
CN108442914B (zh) | 一种用于油页岩原位裂解的系统及方法 | |
CN103670357A (zh) | 地下含碳有机矿物储层的裂隙沟通、通道加工及地下气化方法 | |
CN104895545A (zh) | 一种地下燃料气化方法、气化剂输送管及其系统 | |
CN102678097A (zh) | 以氮气作保护膜的超临界水氧化流体注采系统及其工艺 | |
CN104564008B (zh) | 煤炭地下气化装置及其气化方法 | |
CN206581900U (zh) | 一种多段逐级引爆爆燃压裂安全管柱 | |
CN204877423U (zh) | 一种气化剂输送管及其地下燃料气化系统 | |
CN201386550Y (zh) | 一种燃烧重油的混合气体注气装置 | |
CN109681155A (zh) | 利用火驱油田生产井伴生尾气回注油层的增产方法 | |
CN202149508U (zh) | 远程遥控喷射点火装置 | |
CN108590612A (zh) | 一种用于油页岩原位裂解的超燃加热器 | |
CN101825279A (zh) | 油喷嘴管路注水式高压燃烧方法 | |
CN109707355A (zh) | 利用蒸汽驱油田生产井伴生气回注稠油油藏吞吐增产方法 | |
CN104089301B (zh) | 一种电离子远程点火装置 | |
CN101832553A (zh) | 注水式高压燃烧方法 | |
CN206220939U (zh) | 一种用于石油热采的车载式高温高压混气注汽装置 | |
CN109854219A (zh) | 油页岩对流原位开采循环加热系统及开采方法 | |
CN205447828U (zh) | 一种远程遥控喷射点火装置 | |
CN109441416A (zh) | 蒸汽驱油田生产井伴生气转化为多元热流体的装置 | |
CN104265249B (zh) | 一种火烧油层吞吐采油方法 | |
CN104047584A (zh) | 双燃料热采混驱系统 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20190308 |
|
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |