EA016743B1 - Установка и способ добычи газа или газа и конденсата/нефти - Google Patents
Установка и способ добычи газа или газа и конденсата/нефти Download PDFInfo
- Publication number
- EA016743B1 EA016743B1 EA201001091A EA201001091A EA016743B1 EA 016743 B1 EA016743 B1 EA 016743B1 EA 201001091 A EA201001091 A EA 201001091A EA 201001091 A EA201001091 A EA 201001091A EA 016743 B1 EA016743 B1 EA 016743B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- pressure
- water
- well
- turbine
- production
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 53
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 89
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 81
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 81
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims abstract description 23
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000009931 pascalization Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 7
- 239000000284 extract Substances 0.000 claims description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000004519 grease Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
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
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
-
- 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
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- 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
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
-
- 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
- E21B43/20—Displacing by water
Abstract
Расположенная под водой установка (1) для добычи газа или газа и нефти/конденсата из подводного коллектора (2) газа, в котором по меньшей мере одна эксплуатационная скважина (3) проходит от морского дна (4) в зону (5) добычи и по меньшей мере одна скважина (6) нагнетания воды проходит от морского дна (4) в зону (7) нагнетания. Устройство отличается тем, что содержит устройство (8) повышения давления, подключенное к выпускному отверстию эксплуатационной скважины (3), чтобы повышать давление в потоке, добытом из эксплуатационной скважины (3), и гидротурбину (9), которая подключена к устройству (8) повышения давления и приводит его в действие. Упомянутая гидротурбина (9) имеет впускное отверстие (10) для впуска воды под высоким гидростатическим давлением в соответствии с расположением гидротурбины и выпускное отверстие (11), подсоединенное к впускному отверстию скважины (6) нагнетания воды. Гидротурбина (9) приводится в действие и извлекает по меньшей мере часть гидростатической энергии из воды, подаваемой под более низким давлением в скважину (6) нагнетания воды, так что вода, подаваемая в скважину (6) нагнетания воды, имеет более низкое давление, чем гидростатическое давление во впускном отверстии скважины нагнетания воды. Также изложен способ применения устройства.
Description
техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к добыче газа или газа и конденсата/нефти, из подводного газоносного коллектора. Дополнительно, изобретение относится к установке и способу добычи газа или газа и конденсата/нефти из подводного газоносного коллектора, в котором низкое давление газа.
Уровень техники
В газоносном коллекторе давление может падать относительно быстро, что приводит к снижению добычи газа. По прошествии некоторого времени в процессе добычи, давление в газоносном коллекторе может упасть ниже давления воды у морского основания/морского дна/водяной подушки над коллектором. Таким образом, появляется возможность нагнетать воду в низкие воды, содержащие части коллектора, без помощи нагнетательного насоса или другого устройства, поддерживающего давление, а только размещением нагнетательной скважины, через которую вода может протекать благодаря высокому гидростатическому давлению на морском дне у впускного отверстия нагнетательной скважины.
Известно, что, чтобы обеспечить добычу газового потока из газоносного коллектора, можно установить газовый компрессор у выпускного отверстия нагнетательной скважины либо на морском дне, либо на наземной установке. Обычно используются газовые компрессоры с электроприводом. Что касается газоносных коллекторов с конденсатом/нефтью, в качестве альтернативы, можно установить несколько многофазных установок или насосов, которые обычно работают от электропривода.
В публикации патента КН 2109930 изложен способ разработки балансовых запасов газа ниже континентального шельфа. Способ нацелен на то, чтобы исключить использование компрессорной станции, повышающей давление, в которой осуществляется сжатие газа до его последующей транспортировки. Следующей целью является снижение затрат на разработку коллектора до рентабельного уровня. В заданное время нагнетательные скважины вводятся в действие, чтобы поддерживать давление путем безнасосного нагнетания морской воды в скважины коллектора с применением давления водяного столба между поверхностью моря и уровнем устья скважины. При безнасосном нагнетании воды используется гидростатический напор в водяном столбе между поверхностью моря и уровнем устья скважины на морском дне. Преимуществом согласно идее, изложенной в упомянутой публикации, является разработка месторождения при сниженных капитальных затратах благодаря поставке газа в газовые трубы без использования компрессоров и поддержанию давления в коллекторе без использования насосов. Упомянута возможность установки гидравлических турбин в нагнетательные скважины для выработки электрической энергии.
В публикации патента \¥О 02/33218 А1 изложены способы и устройства для обработки жидкости. Более того, изложены способы и устройства для использования энергии воды, вытекающей из коллектора высокого давления. Что касается добычи газа и добычи газа/конденсата/нефти из месторождений с низким или уменьшающимся давлением, имеется потребность в способах и устройствах, которые могут поставлять энергию в поток газа или в поток газа/конденсата/нефти для поддержания добычи, а также для содействия в поддержании давления в коллекторе при его снижении. Задачами изобретения является выполнение вышеупомянутых требований.
Раскрытие изобретения
В соответствии с настоящим изобретением предлагается размещенная под водой установка для добычи газа или газа и конденсата/нефти из подводного газоносного коллектора, в котором по меньшей мере одна эксплуатационная скважина проходит от морского дна в зону добычи и по меньшей мере одна скважина нагнетания воды проходит от морского дна в зону нагнетания.
Установка отличается тем, что содержит устройство повышения давления, подсоединенное к выпускному отверстию эксплуатационной скважины, для повышения давления в добываемом потоке из эксплуатационной скважины, и гидротурбину, подключенную к устройству повышения давления и приводящую его в действие; при этом упомянутая гидротурбина имеет впускное отверстие для воды под высоким гидростатическим давлением в соответствии с расположением гидротурбины, и выпускное отверстие, соединенное с впускным отверстием скважины нагнетания воды; гидротурбины приводятся в действие и извлекают по меньшей мере часть гидростатической энергии из воды, которая затем может быть подана под более низким давлением в скважину нагнетания воды. Так что вода, подаваемая в нагнетательную скважину, будет иметь более низкое давление, чем гидростатическое давление во впускном отверстии нагнетательной скважины.
Термины эксплуатационная скважина и скважина нагнетания воды следует интерпретировать здесь не только как две отдельные скважины упомянутых типов, но также как отдельные пути текучей среды для добычи и нагнетания воды в одной и той же скважине. В эффективном варианте осуществления изобретения эксплуатационная скважина и скважина нагнетания воды являются одной и той же скважиной. Например, один путь протекающей жидкости для добычи и нагнетания проходит в кольцевом пространстве вокруг внутренней трубы, а другой путь протекающей жидкости для добычи и нагнетания находится во внутренней трубе, альтернативно, устанавливаются две трубы. Наиболее предпочтительно, чтобы добыча осуществлялась в кольцевом пространстве вокруг нагнетательной трубы, проходящей вниз в зону добычи, с изоляцией между уровнем нагнетания и уровнем добычи в скважине.
- 1 016743
Устройство повышения давления размещается наверху устья скважины, около устья скважины, рядом с устьем скважины, внизу скважины или в раме скважины в положении, обычно предназначенном для устья скважины.
Для добычи газа устройством повышения давления является газовый компрессор, для добычи газа и конденсата/нефти устройством повышения давления является многофазная установка/насос. Скважина нагнетания воды может быть присоединена к другому коллектору, а не к эксплуатационной скважине. В отношении эффективности и стоимости предпочтительно, чтобы устройство повышения давления и гидротурбина были установлены на одном валу. В альтернативном варианте осуществления изобретения устройство повышения давления и гидротурбина взаимосвязаны посредством передаточного отношения, что эффективно в отношении эксплуатации. В эффективном варианте осуществления изобретения устройство повышения давления и гидротурбина взаимосвязаны гидравлическим способом, например, через гидравлический обводной трубопровод, непосредственно или опосредованно приводимые в действие гидротурбиной, при этом гидротурбина и устройство повышения давления далее могут быть установлены отдельно, благодаря чему может быть достигнута эффективность эксплуатации. Следовательно, гидротурбина может быть установлена на более низком уровне, чем устройство повышения давления и гидротурбину можно еще легче подсоединить к скважине нагнетания воды в другом коллекторе. Устройство повышения давления и гидротурбина обычно устанавливаются на морском дне у выпускного отверстия эксплуатационной скважины. В предпочтительном варианте осуществления изобретения, особенно касающемся глубин в мелководном море, устройство повышения давления и гидротурбина устанавливаются в углублении на морском дне у выпускного отверстия эксплуатационной скважины, что успешно повышает гидравлический напор для гидротурбины и, следовательно, эффективность.
В соответствии с настоящим изобретением также предлагается способ добычи газа или газа и конденсата/нефти из подводного газоносного коллектора, при котором по меньшей мере одна эксплуатационная скважина проходит от морского дна в зону добычи и по меньшей мере одна скважина нагнетания воды проходит от морского дна в зону нагнетания. При этом используется устройство в соответствии с настоящим изобретением. Способ отличается тем, что включает в себя следующие этапы:
повышение давления потока из эксплуатационной скважины посредством устройства повышения давления, подсоединенного к выпускному отверстию эксплуатационной скважины, и нагнетание воды через нагнетательную скважину в зону нагнетания, чтобы поддерживать давление в коллекторе, при этом гидротурбина подключена к впускному отверстию скважины нагнетания воды. Гидротурбина подключена к устройству повышения давления и приводит его в действие. В гидротурбине имеется отверстие для впуска воды под высоким гидростатическим давлением в соответствии с размещением гидротурбины, а также имеется выпускное отверстие, подсоединенное к впускному отверстию скважины нагнетания воды. Гидротурбина приводится в действие и извлекает по меньшей мере часть гидростатической энергии из воды, которая затем может быть подана под более низким давлением в скважину нагнетания воды, так что вода, подаваемая в скважину нагнетания воды, будет иметь более низкое давление, чем гидростатическое давление во впускном отверстии скважины нагнетания воды.
При работе гидротурбины, которая извлекает по меньшей мере часть гидростатической энергии из воды, которая подается под низким давлением в скважину нагнетания воды, полный гидростатический напор в месте размещения гидротурбины эффективно снимается, так что давление воды, подаваемой из гидротурбины в скважину нагнетания воды, будет составлять около 1 атм. Полный гидростатический напор с наименьшими потерями будет использоваться для повышения давления в устройстве повышения давления, в то время как вода протекает в зону нагнетания через скважину нагнетания воды посредством гидростатического напора или высоты напора из впускного отверстия скважины нагнетания воды в зону нагнетания в коллекторе. Такое практическое использование изобретения возможно, поскольку давление в зоне нагнетания ниже гидростатического напора или высоты напора из впускного отверстия скважины нагнетания воды в зону нагнетания, скорректированного на потери давления в скважине и зоне нагнетания. Однако давление в коллекторе газа или в газоносном коллекторе будет падать постепенно, и изобретение является применимым и существенно отличается от предшествующего уровня техники, поскольку по меньшей мере часть гидростатической энергии может быть использована по предназначению. В частности, давление в зоне нагнетания должно быть ниже, чем давление от гидротурбины плюс давление/гидростатический напор в скважине нагнетания воды, скорректированное на потери.
В гидротурбине имеется отверстие для впуска воды под высоким гидростатическим давлением относительно размещения гидротурбины, при этом вода вводится во впускное отверстие под давлением, равным или преимущественно равным гидростатическому давлению воды, где находится гидротурбина, то есть на дне моря, в углублении на дне моря, или на подводной установке. Предпочтительно, чтобы во впускном отверстии был установлен фильтр, предотвращающий загрязнение нагнетательной скважины, и впускное отверстие не должно быть выполнено в виде линии, проходящей на расстоянии от гидротурбины.
Краткое описание фигур
Настоящее изобретение проиллюстрировано двумя фигурами, на которых фиг. 1 показана установка в соответствии с изобретением, и
- 2 016743 фиг. 2 показана альтернативная установка в соответствии с изобретением.
Подробное описание
Как показано на фиг. 1, предлагается расположенная под водой установка (1) в соответствии с изобретением для добычи газа или газа и конденсата из подводного коллектора (2), в которой по меньшей мере одна эксплуатационная скважина (3) проходит от морского дна (4) в зону (5) добычи и по меньшей мере одна скважина (6) нагнетания воды проходит от морского дна (4) в зону (7) нагнетания. Установка 1 содержит устройство 8 повышения давления в виде компрессора, присоединенного к выпускному отверстию эксплуатационной скважины, гидротурбину 9, соединенную с компрессором и приводящую его в действие. Компрессор 8 и гидротурбина 9 расположены на морском дне и соединены посредством общего вала. Впускное отверстие 10 и выпускное отверстие 11 гидротурбины 9 соединены с впускным отверстием скважины для нагнетания воды. Во впускном отверстии 10 гидротурбины установлен фильтр 12. Гидротурбина приводится в действие и извлекает по меньшей мере часть гидростатической энергии из воды, протекающей через гидротурбину; при этом вода под низким давлением подается в скважину нагнетания воды, так что вода, подаваемая в скважину нагнетания воды, будет иметь более низкое давление, чем гидростатическое давление во впускном отверстии скважины нагнетания воды. Трубопровод 13 подсоединен к компрессору 8 для дальнейшей транспортировки сжатого газа.
На фиг. 2 показана альтернативная установка (1) в соответствии с изобретением, расположенная под водой. Альтернативная установка отличается от установки, показанной на фиг. 1, тем, что компрессор 8 и гидротурбина 9 расположены в углублении на морском дне, причем упомянутые устройства и соединение между ними расположены вертикально, при этом гидротурбина установлена на дне.
При использовании устройства повышения давления, которое непосредственно через передаточное отношение или гидравлически приводится в действие гидротурбиной, устраняются проблемы, связанные с электрическим сопротивлением изоляции и ее снижением, что является большой проблемой для устройств повышения давления, работающих от электропривода.
Предпочтительно, чтобы устройство повышения давления и гидротурбина были установлены на одном валу и сконструированы так, чтобы скорость механизированного перемещения была ниже первого критического типа колебаний при изгибе вала.
При этом выпускное отверстие гидротурбины соединяется со скважиной нагнетания воды, следовательно, устраняются проблемы, связанные с герметизацией механически вращающегося вала от моря и утечкой углеводородов.
Предпочтительно, чтобы гидротурбина и устройство повышения давления были сконструированы с подшипниками, заправленными продуктом, то есть водой, газом/конденсатом/нефтью соответственно, что упрощает конструкцию. Альтернативно, устройство содержит подшипники, заправленные жидким смазочным материалом, или подшипники, заправленные гликолем, что эффективно, когда давление воды в турбине ниже давления добытого потока в компрессоре и многофазной установке. В варианте с альтернативными подшипниками комбинированная смазка и блокирующая жидкость могут потребоваться между турбиной и компрессором/многофазной машиной, как, например, показано в заявке на патент N0 20043636.
Предпочтительно, чтобы были установлены клапаны, соединения и телеметрические системы для управления скоростью нагнетания и эффективностью устройства повышения давления. Например, клапан может быть установлен в выпускном отверстии гидротурбины или в нагнетательной скважине.
Более того, клапан отключения или запорный клапан может быть установлен во впускном отверстии нагнетательной скважины, возможно внизу нагнетательной скважины с тем, чтобы предотвратить выброс из нагнетательной скважины, в случае, если давление в зоне нагнетания не будет достаточно низким, чтобы практически использовать изобретение. Альтернативно, можно установить насос, чтобы заполнять водой нагнетательную скважину перед запуском, что эффективно в случае, если давление в нагнетательной зоне будет почти равным давлению на морском дне или если остановка в течение длительного периода времени может вызвать риск, что скважина нагнетания воды заполнится газом, выходящим из зоны добычи. В варианте изобретения установка в соответствии с изобретением содержит впускное отверстие в скважину нагнетания воды вне гидротурбины. В качестве альтернативы имеется насос, который может наполнять нагнетательную скважину водой в дополнение к работе в качестве нагнетательного насоса, чтобы начать нагнетание воды на более ранней стадии, то есть перед тем как давление в зоне нагнетания станет достаточно низким. Эта часть гидростатической энергии может быть изъята гидротурбиной, чтобы привести в действие устройство повышения давления.
Также имеется вариант изобретения, в котором установлен сепаратор, снабженный креплением для эксплуатационной скважины, при этом насос, снабженный нисходящим потоком, и компрессор приводятся в действие гидротурбиной.
Предпочтительно, чтобы нагнетание воды осуществлялось в соответствии с обычной практикой, то есть, чтобы объем добычи восстанавливался для поддержания давления в коллекторе и предотвращения прорыва воды в эксплуатационные скважины или неумышленной блокировки коллекторных зон.
Claims (10)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Установка для добычи газа или газа и конденсата/нефти из подводного газоносного коллектора, расположенная под водой, в которой по меньшей мере одна эксплуатационная скважина проходит от морского дна в зону добычи и по меньшей мере одна скважина нагнетания воды проходит от морского дна в зону нагнетания, отличающаяся тем, что содержит устройство повышения давления, соединенное с выпускным отверстием эксплуатационной скважины для повышения давления в потоке, добытом из эксплуатационной скважины, и гидротурбину, которая соединена с устройством повышения давления и приводит его в действие; при этом упомянутая гидротурбина имеет впускное отверстие для воды под высоким гидростатическим давлением в соответствии с расположением гидротурбины и выпускное отверстие, соединенное с впускным отверстием скважины нагнетания воды; гидротурбина выполнена с возможностью приведения в действие и извлечения по меньшей мере части гидростатической энергии из воды, подаваемой под более низким давлением в скважину нагнетания воды; при этом вода, подаваемая в скважину нагнетания воды, имеет более низкое давление, чем гидростатическое давление во впускном отверстии скважины нагнетания воды.
- 2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что эксплуатационная скважина и скважина нагнетания воды являются путями текучей среды в одной и той же скважине.
- 3. Установка по п.2, отличающаяся тем, что путем текучей среды для добычи является кольцевое пространство вокруг внутренней трубы, а путем текучей среды для нагнетания является внутренняя труба.
- 4. Установка по п.1, отличающаяся тем, что устройство повышения давления установлено наверху устья скважины.
- 5. Установка по п.1, отличающаяся тем, что устройством повышения давления является газовый компрессор.
- 6. Установка по п.1, отличающаяся тем, что устройством повышения давления является многофазная установка/насос.
- 7. Установка по п.1, отличающаяся тем, что устройство повышения давления и гидротурбина установлены на общем валу.
- 8. Установка по п.1, отличающаяся тем, что устройство повышения давления и гидротурбина установлены на морском дне, у выпускного отверстия эксплуатационной скважины.
- 9. Установка по п.1, отличающаяся тем, что устройство повышения давления и гидротурбина установлены в углублении на морском дне у выпускного отверстия эксплуатационной скважины.
- 10. Способ добычи газа или газа и конденсата/нефти из подводного газоносного коллектора, при котором по меньшей мере одна эксплуатационная скважина проходит от морского дна в зону эксплуатации и по меньшей мере одна скважина нагнетания воды проходит от морского дна в зону нагнетания, при этом применяется устройство по п.1, отличается тем, что содержит следующие этапы:повышение давления в потоке, добытом из эксплуатационной скважины посредством устройства повышения давления, соединенного с выпускным отверстием эксплуатационной скважины, и нагнетание воды через нагнетательную скважину в зону нагнетания для поддержания давления в коллекторе, причем гидротурбина соединена с впускным отверстием скважины нагнетания воды, упомянутая гидротурбина соединена с устройством повышения давления и приводит его в действие, причем гидротурбина имеет впускное отверстие для воды под высоким гидростатическим давлением в соответствии с расположением гидротурбины и выпускное отверстие, соединенное с впускным отверстием скважины нагнетания воды, гидротурбина приводится в действие и забирает по меньшей мере часть гидростатической энергии воды, подаваемой под низким давлением в скважину нагнетания так, что давление воды, подаваемой в скважину нагнетания, будет ниже гидростатического давления во впускном отверстии скважины нагнетания.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20080105A NO329284B1 (no) | 2008-01-07 | 2008-01-07 | Sammenstilling og fremgangsmate for produksjon av gass eller gass og kondensat/olje |
| PCT/NO2008/000461 WO2009088294A1 (en) | 2008-01-07 | 2008-12-18 | Assembly and method for production of gas or gas and condensate/oil |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201001091A1 EA201001091A1 (ru) | 2011-02-28 |
| EA016743B1 true EA016743B1 (ru) | 2012-07-30 |
Family
ID=40853267
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201001091A EA016743B1 (ru) | 2008-01-07 | 2008-12-18 | Установка и способ добычи газа или газа и конденсата/нефти |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8534364B2 (ru) |
| AU (1) | AU2008345750B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0821626B1 (ru) |
| CA (1) | CA2711376C (ru) |
| DK (1) | DK178457B1 (ru) |
| EA (1) | EA016743B1 (ru) |
| GB (1) | GB2470305B (ru) |
| NO (1) | NO329284B1 (ru) |
| WO (1) | WO2009088294A1 (ru) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102454181A (zh) * | 2010-10-18 | 2012-05-16 | 孟宪贵 | 补充地下水的注水井 |
| CN105370256B (zh) * | 2015-10-15 | 2018-09-21 | 山东科技大学 | 一种分段预裂提高低透气性煤层高压注水湿润半径的方法 |
| CN105239983B (zh) * | 2015-10-15 | 2017-12-08 | 山东科技大学 | 一种预裂与高压注水相结合的低透气性煤层弱化增透方法 |
| GB2550325B (en) * | 2016-04-16 | 2022-10-12 | Singh Johal Kashmir | Offshore power generation system using seawater injection into gas reservoirs |
| WO2018093456A1 (en) | 2016-11-17 | 2018-05-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Subsea reservoir pressure maintenance system |
| US10539141B2 (en) | 2016-12-01 | 2020-01-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Subsea produced non-sales fluid handling system and method |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4848471A (en) * | 1986-08-04 | 1989-07-18 | Den Norske Stats Oljeselskap | Method and apparatus for transporting unprocessed well streams |
| RU2109930C1 (ru) * | 1996-02-05 | 1998-04-27 | Сумбат Набиевич Закиров | Способ разработки газовых месторождений континентального шельфа |
| US5813469A (en) * | 1997-03-12 | 1998-09-29 | Texaco Inc. | Coupled downhole pump for simultaneous injection and production in an oil wheel |
| US6336503B1 (en) * | 2000-03-03 | 2002-01-08 | Pancanadian Petroleum Limited | Downhole separation of produced water in hydrocarbon wells, and simultaneous downhole injection of separated water and surface water |
| US7249634B2 (en) * | 2003-08-14 | 2007-07-31 | Petroleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Apparatus for production in oil wells |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2953204A (en) * | 1957-07-23 | 1960-09-20 | Shell Oil Co | Filtering method and apparatus for water flooding process |
| US4095421A (en) * | 1976-01-26 | 1978-06-20 | Chevron Research Company | Subsea energy power supply |
| GB1564025A (en) * | 1976-11-01 | 1980-04-02 | British Petroleum Co | Treating sea water containing inorganic and organic impurities |
| DE3810951A1 (de) * | 1988-03-31 | 1989-10-12 | Klein Schanzlin & Becker Ag | Verfahren und vorrichtung zur energiegewinnung aus oelquellen |
| US6457522B1 (en) * | 2000-06-14 | 2002-10-01 | Wood Group Esp, Inc. | Clean water injection system |
| NO312978B1 (no) | 2000-10-20 | 2002-07-22 | Kvaerner Oilfield Prod As | Fremgangsmåter og anlegg for å produsere reservoarfluid |
| EP1353038A1 (en) * | 2002-04-08 | 2003-10-15 | Cooper Cameron Corporation | Subsea process assembly |
| NO323324B1 (no) * | 2003-07-02 | 2007-03-19 | Kvaerner Oilfield Prod As | Fremgangsmate for regulering at trykket i en undervannskompressormodul |
| BR0303129B1 (pt) * | 2003-08-14 | 2013-08-06 | mÉtodo e aparelhagem para produÇço de poÇos de petràleo | |
| US6998724B2 (en) * | 2004-02-18 | 2006-02-14 | Fmc Technologies, Inc. | Power generation system |
| US7224080B2 (en) * | 2004-07-09 | 2007-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea power supply |
| NO324806B1 (no) | 2004-08-31 | 2007-12-10 | Statoil Asa | Undervannsgasskompressor |
| US7686086B2 (en) * | 2005-12-08 | 2010-03-30 | Vetco Gray Inc. | Subsea well separation and reinjection system |
| US7963335B2 (en) * | 2007-12-18 | 2011-06-21 | Kellogg Brown & Root Llc | Subsea hydraulic and pneumatic power |
-
2008
- 2008-01-07 NO NO20080105A patent/NO329284B1/no unknown
- 2008-12-18 BR BRPI0821626A patent/BRPI0821626B1/pt active IP Right Grant
- 2008-12-18 WO PCT/NO2008/000461 patent/WO2009088294A1/en active Application Filing
- 2008-12-18 AU AU2008345750A patent/AU2008345750B2/en active Active
- 2008-12-18 EA EA201001091A patent/EA016743B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-12-18 US US12/811,919 patent/US8534364B2/en active Active
- 2008-12-18 GB GB1012701.7A patent/GB2470305B/en active Active
- 2008-12-18 CA CA2711376A patent/CA2711376C/en active Active
-
2009
- 2009-09-04 DK DK200900994A patent/DK178457B1/da not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4848471A (en) * | 1986-08-04 | 1989-07-18 | Den Norske Stats Oljeselskap | Method and apparatus for transporting unprocessed well streams |
| RU2109930C1 (ru) * | 1996-02-05 | 1998-04-27 | Сумбат Набиевич Закиров | Способ разработки газовых месторождений континентального шельфа |
| US5813469A (en) * | 1997-03-12 | 1998-09-29 | Texaco Inc. | Coupled downhole pump for simultaneous injection and production in an oil wheel |
| US6336503B1 (en) * | 2000-03-03 | 2002-01-08 | Pancanadian Petroleum Limited | Downhole separation of produced water in hydrocarbon wells, and simultaneous downhole injection of separated water and surface water |
| US7249634B2 (en) * | 2003-08-14 | 2007-07-31 | Petroleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Apparatus for production in oil wells |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US8534364B2 (en) | 2013-09-17 |
| GB2470305B (en) | 2012-01-18 |
| NO329284B1 (no) | 2010-09-27 |
| GB2470305A (en) | 2010-11-17 |
| DK200900994A (da) | 2009-09-04 |
| US20110024127A1 (en) | 2011-02-03 |
| NO20080105L (no) | 2009-07-08 |
| WO2009088294A1 (en) | 2009-07-16 |
| BRPI0821626A2 (pt) | 2015-06-16 |
| AU2008345750A1 (en) | 2009-07-16 |
| GB201012701D0 (en) | 2010-09-15 |
| DK178457B1 (da) | 2016-03-14 |
| CA2711376A1 (en) | 2009-07-16 |
| EA201001091A1 (ru) | 2011-02-28 |
| BRPI0821626B1 (pt) | 2018-10-16 |
| AU2008345750B2 (en) | 2014-08-14 |
| CA2711376C (en) | 2016-05-03 |
| BRPI0821626A8 (pt) | 2017-01-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2003241367B2 (en) | System and method for flow/pressure boosting in subsea | |
| EP2198120B1 (en) | Pumping module and system | |
| RU2523245C2 (ru) | Способы и системы обработки нефтяных и газовых скважин | |
| EA016743B1 (ru) | Установка и способ добычи газа или газа и конденсата/нефти | |
| EP3784878B1 (en) | Injecting fluid into a hydrocarbon production line or processing system | |
| NO20130170A1 (no) | System og fremgangsmate for hydrokarbonproduksjon fra en bronn | |
| WO2003033866A1 (en) | A system and method for injecting water into an underwater hydrocarbon reservoir | |
| RU2132455C1 (ru) | Способ закачки воды в нагнетательную скважину и насосная установка для его осуществления | |
| RU2680028C1 (ru) | Компрессорная установка | |
| RU2440514C1 (ru) | Скважинная насосная установка | |
| CN201835785U (zh) | 油水井自控泄压排液和把排出液体泵送到生产管道的装置 | |
| RU2676780C1 (ru) | Способ закачки воды в системе поддержания пластового давления в слабопроницаемых коллекторах | |
| RU2421636C1 (ru) | Установка для добычи газированной жидкости | |
| RU2424448C1 (ru) | Способ добычи пластовой негазированной жидкости | |
| NO20180570A1 (en) | Injecting fluid into a hydrocarbon production line or processing system | |
| RU2427728C1 (ru) | Способ добычи пластовой газированной жидкости | |
| CN101509502B (zh) | 矿用大流量、高扬程主排水泵可控水封水装置 | |
| US11970926B2 (en) | Electric submersible pump completion with wet-mate receptacle, electrical coupling (stinger), and hydraulic anchor | |
| RU47989U1 (ru) | Вертикальная насосная установка | |
| RU2163661C2 (ru) | Установка для закачки жидкости в пласт | |
| RU2421635C1 (ru) | Установка для добычи негазированной жидкости | |
| RU2427729C1 (ru) | Скважинный пневматический насос замещения | |
| Bybee | Subsea Multiphase Pumping | |
| Scott | Design and Operation of a 160,000-BFPD Centralized Production and Injection Scheme at Weyburn | |
| BRPI0902037B1 (pt) | sistema de bombeio mecânico com êmbolos |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |
|
| TC4A | Change in name of a patent proprietor in a eurasian patent | ||
| PC4A | Registration of transfer of a eurasian patent by assignment |