JP4050620B2 - 炭化水素貯留地層からの炭化水素の回収方法及びそれを実施するための装置 - Google Patents
炭化水素貯留地層からの炭化水素の回収方法及びそれを実施するための装置 Download PDFInfo
- Publication number
- JP4050620B2 JP4050620B2 JP2002574487A JP2002574487A JP4050620B2 JP 4050620 B2 JP4050620 B2 JP 4050620B2 JP 2002574487 A JP2002574487 A JP 2002574487A JP 2002574487 A JP2002574487 A JP 2002574487A JP 4050620 B2 JP4050620 B2 JP 4050620B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- gas
- gaseous
- power plant
- air
- exhaust 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.)
- Expired - Fee Related
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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/005—Waste disposal systems
- E21B41/0057—Disposal of a fluid by injection into a subterranean formation
- E21B41/0064—Carbon dioxide sequestration
-
- 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
-
- 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
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- 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
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
-
- 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
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
- E21B43/168—Injecting a gaseous medium
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
- Y02P90/70—Combining sequestration of CO2 and exploitation of hydrocarbons by injecting CO2 or carbonated water in oil wells
Description
本発明は、石油及び天然ガスの生産に係わり、例えば石油貯留地層、又は例えばガスコンデンセート油層（リザーバ）又はそこでは天然ガスは液体ウエットガスである天然ガス油層等の、炭化水素貯留地層から炭化水素を回収するために使用可能である。
石油貯留地層からの石油の回収の公知の方法が存在しており、それに従い地層は、井戸により貫通されて、石油・ガス混合物は地層内の石油ガス混合物を加熱する方法により生産井を介して回収される。1991年2月23日公開のロシア発明者証第1629504A1,cl.E21B43/24を参照。
既知の回収方法の欠点として、有効性が比較的低く、その理由は石油ガス混合物の一部分が、地層内の石油を加熱するために燃やされることによる。その上燃焼工程を維持するために、酸素含有混合物を供給する必要があり、その結果として追加のエネルギ消費が発生する。
その技術的エッセンス及び達成された結果における最も近いものは、炭化水素貯留地層からの炭化水素の回収方法であり、そこでは炭化水素含有流体は、その地層から少なくとも一つの生産井を介して回収される。全てのガス状混合物（炭化水素ガスの形の）又はその一部分は、前記流体から分離される。ガス（例えば、窒素及び二酸化炭素）は少なくとも一つの圧入（インジェクション）井を介してその地層に圧入される。Petersen,A.、窒素（N2）及び二酸化炭素（CO2）による石油回収実験、Inzhener-Neftianik,1978,No.11,P.21 を参照。
この場合の短所は、炭化水素の生産における増加は、顕著なエネルギの消費により実現されており、そこでは圧入されたガス及びエネルギは、生産されず、消費されるだけであることである。
本発明の目的は、炭化水素の回収を増大し、且つ炭化水素貯留地層からの炭化水素の生産のプロセスの高いエネルギ有効率を維持しながら、更に生産エネルギ量及び圧入に使用されるべきガスの量を増加し、炭化水素貯留地層からの環境的により安全な炭化水素の生産プロセスを提供することである。
本発明の方法の第１の実施の形態による技術的結果において、
少なくとも一つの生産井を介して前記地層から炭化水素含有流体が回収されており、
前記流体のガス状構成要素が前記流体から分離されており、
前記ガス状構成要素の少なくとも一部分が、動力プラントにおいて、酸化剤と共に燃焼されており、該燃焼から生じる排気ガスは前記動力プラントから吐出されており、
前記排気ガスの少なくとも一部分を具備するガスは、少なくとも１つの圧入井を介して前記地層に圧入されており、
該酸化剤として使用されるべき空気及び前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分は混合されており、該混合から生じるガス空気混合物は、圧縮されて、該燃焼の前に可燃性で加圧されたガス空気混合物を生成しており、
エネルギは前記動力プラントにおいて生成されており、そこでは前記エネルギは機械エネルギ、電気エネルギ及び熱エネルギからなるグループから選択されたものの少なくとも１つであり、
前記排気ガスは二酸化炭素及び窒素を具備しており、
前記排気ガスの少なくとも一部分を具備する該ガスは該圧入前に、水分又は腐食性物質又は両者の除去のために処理されており、
前記排気ガスの一部分は、該空気に、又は前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分に、又は両者に対して、該混合前に、添加されており、
前記排気ガスの一部分は、該燃焼の前に、前記ガス空気混合物に追加されており、
該可燃性で加圧されたガス空気混合物の圧力は少なくとも約１Mpaであり、
前記ガス空気混合物又は前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分は、該圧縮の前に加熱されており、
前記ガス空気混合物に含まれる該空気と、前記ガス空気混合物に含まれる前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分との間の比は保持され、従って前記ガス空気混合物は、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分の燃焼可能な構成要素を酸化するために必要である空気量以下の該空気を具備しており、
重炭化水素は、該混合の前に前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分から除去されており、
前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分は、該混合前に、水分又は腐食性物質又は両者の除去のために処理されることにより、該技術的結果は実現される。
少なくとも一つの生産井を介して前記地層から炭化水素含有流体が回収されており、
前記流体のガス状構成要素が前記流体から分離されており、
前記ガス状構成要素の少なくとも一部分が、動力プラントにおいて、酸化剤と共に燃焼されており、該燃焼から生じる排気ガスは前記動力プラントから吐出されており、
前記排気ガスの少なくとも一部分を具備するガスは、少なくとも１つの圧入井を介して前記地層に圧入されており、
該酸化剤として使用されるべき空気及び前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分は混合されており、該混合から生じるガス空気混合物は、圧縮されて、該燃焼の前に可燃性で加圧されたガス空気混合物を生成しており、
エネルギは前記動力プラントにおいて生成されており、そこでは前記エネルギは機械エネルギ、電気エネルギ及び熱エネルギからなるグループから選択されたものの少なくとも１つであり、
前記排気ガスは二酸化炭素及び窒素を具備しており、
前記排気ガスの少なくとも一部分を具備する該ガスは該圧入前に、水分又は腐食性物質又は両者の除去のために処理されており、
前記排気ガスの一部分は、該空気に、又は前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分に、又は両者に対して、該混合前に、添加されており、
前記排気ガスの一部分は、該燃焼の前に、前記ガス空気混合物に追加されており、
該可燃性で加圧されたガス空気混合物の圧力は少なくとも約１Mpaであり、
前記ガス空気混合物又は前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分は、該圧縮の前に加熱されており、
前記ガス空気混合物に含まれる該空気と、前記ガス空気混合物に含まれる前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分との間の比は保持され、従って前記ガス空気混合物は、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分の燃焼可能な構成要素を酸化するために必要である空気量以下の該空気を具備しており、
重炭化水素は、該混合の前に前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分から除去されており、
前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分は、該混合前に、水分又は腐食性物質又は両者の除去のために処理されることにより、該技術的結果は実現される。
本発明の方法の第２の実施の形態による技術的結果において、
少なくとも一つの生産井を介して前記地層から炭化水素含有流体が回収されており、
前記流体のガス状構成要素が前記流体から分離されており、
前記ガス状構成要素の少なくとも一部分が、動力プラントにおいて、酸化剤と共に燃焼されており、該燃焼から生じる排気ガスは前記動力プラントから吐出されており、
前記排気ガスの少なくとも一部分を具備するガスは、少なくとも１つの圧入井を介して前記地層に圧入されており、
該酸化剤として使用されるべき空気及び前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分は圧縮されて、その後混合されて、該燃焼の前に可燃性で加圧されたガス空気混合物を生成しており、
エネルギは前記動力プラントにおいて生成されており、そこでは前記エネルギは機械エネルギ、電気エネルギ及び熱エネルギからなるグループから選択されたものの少なくとも１つであり、
前記排気ガスは二酸化炭素及び窒素を具備しており、
前記排気ガスの少なくとも一部分を具備する該ガスは、該圧入前に、水分又は腐食性物質又は両者の除去のために処理されており、
前記排気ガスの一部分は、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分に、又は該可燃性で加圧されたガス空気混合物に、又は両者に対して、該燃焼前に追加されており、
該可燃性で加圧されたガス空気混合物の圧力は少なくとも約１Mpaであり、
該可燃性で加圧されたガス空気混合物に含まれる該空気と、該可燃性で加圧されたガス空気混合物に含まれる前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分との間の比は保持され、従って該可燃性で加圧されたガス空気混合物は、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分の燃焼可能な構成要素を酸化するために必要である空気量以下の該空気を具備しており、
重炭化水素は、該混合の前に前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分から除去されており、
前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分は、該圧縮の前に、水分又は腐食性物質又は両者の除去のために処理されることにより、該技術的結果は実現される。
少なくとも一つの生産井を介して前記地層から炭化水素含有流体が回収されており、
前記流体のガス状構成要素が前記流体から分離されており、
前記ガス状構成要素の少なくとも一部分が、動力プラントにおいて、酸化剤と共に燃焼されており、該燃焼から生じる排気ガスは前記動力プラントから吐出されており、
前記排気ガスの少なくとも一部分を具備するガスは、少なくとも１つの圧入井を介して前記地層に圧入されており、
該酸化剤として使用されるべき空気及び前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分は圧縮されて、その後混合されて、該燃焼の前に可燃性で加圧されたガス空気混合物を生成しており、
エネルギは前記動力プラントにおいて生成されており、そこでは前記エネルギは機械エネルギ、電気エネルギ及び熱エネルギからなるグループから選択されたものの少なくとも１つであり、
前記排気ガスは二酸化炭素及び窒素を具備しており、
前記排気ガスの少なくとも一部分を具備する該ガスは、該圧入前に、水分又は腐食性物質又は両者の除去のために処理されており、
前記排気ガスの一部分は、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分に、又は該可燃性で加圧されたガス空気混合物に、又は両者に対して、該燃焼前に追加されており、
該可燃性で加圧されたガス空気混合物の圧力は少なくとも約１Mpaであり、
該可燃性で加圧されたガス空気混合物に含まれる該空気と、該可燃性で加圧されたガス空気混合物に含まれる前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分との間の比は保持され、従って該可燃性で加圧されたガス空気混合物は、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分の燃焼可能な構成要素を酸化するために必要である空気量以下の該空気を具備しており、
重炭化水素は、該混合の前に前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分から除去されており、
前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分は、該圧縮の前に、水分又は腐食性物質又は両者の除去のために処理されることにより、該技術的結果は実現される。
蒸気及び排気ガスの混合物の圧入を含み、炭化水素貯留地層への排気ガス圧入は良く知られており、1995年10月27日公開のロシア特許第2046933C1,cl.E21B43/23を参照。しかし、エネルギが消費されて蒸気と排気ガスの混合物を生成するので、該技術的結果は実現可能ではない。更に、回収された流体から分離されたガス状混合物は、蒸気と排気ガスの混合物を生成するために使用されない。その上、前記分離されたガス状混合物の効果的な使用は実現されていない。動力プラントの排気ガスの圧入は、動力プラントの排気ガスの濃度の増大により、生成された流体から分離されたガス状混合物の品質を低下させる結果となる。分離されたガス状混合物から炭化水素を生成するために、ガス分離装置（それはエネルギ消費の増大を招く）の使用が必要となる。既知の方法に従い（1992年4月23日公開のロシア発明者証第1729300A3,cl.E21B43/24を参照）、ガス状混合物が回収された流体から分離され、電気エネルギ及び蒸気が生成され、その蒸気の一部分は、炭化水素貯留地層内に圧入される。しかし、エネルギが消費されて、圧入されるべき蒸気の一部分を生成するので、該技術結果は実現可能ではない。その上、排気ガスは、地層への圧入のために使用されず、そこでは排気ガスは、蒸気の残部とメタン（メタンは、前記流体から分離されたガス状混合物に含まれる）の混合物の分離により生成される。本発明の方法の該技術結果は、請求項に開示される別の基本的形態と共に、前記分離されたガス状混合物の少なくとも一部分が、動力プラントにおいて、酸化剤として使用される空気と共に燃焼されており、該燃焼により生じていて且つそれらの構成要素として窒素及び二酸化炭素を具備する、排気ガスが、前記動力プラントから吐出される。
本発明の方法において、該空気及び前記分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分は、混合されてガス空気混合物を生成しており、前記ガス空気混合物は該燃焼の前に圧縮されるか、又は前記ガス空気混合物は、該圧縮中に点火される（本発明の方法の第１の実施の形態において）。該空気及び前記分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分は、圧縮されて、その後該燃焼の前に、混合されてガス空気混合物を生成するか、又はそれが混合されると直ぐに、前記ガス空気混合物は、点火される（本発明の方法の第２の実施の形態において）。
このことは、窒素及び二酸化炭素を具備する作動物質を、例えば石油貯留地層に圧入する（前記作動物質は、前記動力プラントの排気ガスの少なくとも一部分を具備するガスであり、この場合「動力プラントの複数の排気ガス」という用語は「動力プラントの排気ガス」と同じである）場合に、生産井からの石油の回収の増大を可能にするであろう。また、回収された石油含有流体から分離されるガス状混合物の生産は、増大されるであろう（ここでは、与えられた例の限度の範囲内において、前記回収された石油含有流体から分離されたガス状混合物を「炭化水素ガス」と呼ぶ）。従って、このことは、炭化水素ガスの動力プラントへの供給の増大を可能にする。このことは、動力プラントにより生成されたエネルギの量（例えば、a）機械的エネルギ及び／又は電気エネルギ、又はb)機械的エネルギ及び／又は電気エネルギと熱エネルギ、又はc) 機械的エネルギと熱エネルギ及び／又は電気エネルギ）及び生成された作動物質の量を増大する可能性を提供する。炭化水素ガスの生産の増大（従って、動力プラントにより生成されたエネルギの量の増大、及び生成された作動物質の量を増大）は、石油回収における増大にのみ対応するものではなく、即ち、炭化水素ガスの生産の増大は、石油回収における増大に比例するだけではなく、更に地層の石油含有流体が作動物質（窒素及び二酸化炭素を具備する）により作用される場合に、ガス状の炭化水素は地層に存在する石油含有流体から抽出されるので、それはまたガスファクターの増大により調整される。例えば、地層の石油含有流体が、二酸化炭素により作用された場合に、ガスファクターの増大が実現されて、それは、生産されたガス状炭化水素の量を３０−３５％増大させるので、ガスファクター値が増大した。ガスファクター値の該３０−３５％増大は、石油含有流体からガス状炭化水素を抽出する二酸化炭素の能力により実現される。重油から抽出されるガス状炭化水素（該石油は、地層の石油含有流体からの分離後に、二酸化炭素により作用される）の量は、前記地層の石油含有流体から分離されたガス状炭化水素の量に等しくても良い。Mirsayapova,L.I.、「二酸化炭素の影響下におけるガス除去された石油からの軽炭化水素の抽出」、Geology, oil recovery, physics and reservoir hydrodynamics / Works TatNIPIneft. Kazan: Tatarskoye Publishing House, 1973, Vol. No. 22, p. 233, p. 236, p. 238； Vakhitov G.G., Namiot A.Yu., Skripka V.G.等「70Mpaまでの圧力でのリザーバーモデルにおける窒素による石油の置換の研究」、Neftianoye khozyastvo, 1985, No. 1, p. 37参照。作動物質の地層への圧入プロセスにおいて、炭化水素ガスにおける窒素及び二酸化炭素の濃度はまた、生産井内に強制侵入させられた作動物質により上昇する。例えば、炭化水素ガス内の二酸化炭素濃度（Schedel R.L. は彼の文献において、「関連ガス」という用語を使用している）は、６ヶ月間の二酸化炭素の圧入後に、９０％のレベルまで増大可能である。Schedel R.L.「EOR + CO2＝A gas processing challenge」、Oil and Gas Journal, 1982, Vol. 80, N 43, Oct. 25, p. 158、参照。従って、炭化水素ガスの品質は、かなりの窒素及び二酸化炭素の存在により減少し、炭化水素ガスの燃焼能力は低下する。
即ち、石油回収の増大及び動力プラントにより生成されたエネルギ（及び作動物質）の同時の増大が実現される。そこでは、エネルギ（及び作動物質）の生産の増大は、石油回収における増大に比べてより強（高）くなる。これと共に、炭化水素ガスの品質は、窒素及び二酸化炭素の存在により低下し、更に炭化水素ガスの燃焼能力は低下する。ガスコンデンセート油層からのガスコンデンセートの回収は、同様な方法で実施される。ガスコンデンセートの回収は増大し、回収された流体から分離されたガス状混合物の量は、増大される。そこでは、ガス状混合物の量の増大はまた、悪化したガスコンデンセートから抽出されたガス状炭化水素により実現される。更に、前記流体から分離されたガス状炭化水素の品質は、窒素及び二酸化炭素等の不活性ガスのかなりの存在により低下する。
炭化水素構成要素及び約０から（即ち、実質的に意味のない値から）約90モル％の不活性ガス（例えば、窒素、二酸化炭素又は窒素と二酸化炭素の混合物等）を具備する、前記分離されたガス状混合物（それの全て又は一部分）の効果的な燃焼が下記の事項により実現される。燃焼が目的の前記分離されたガス状混合物と、燃焼プロセスにおいて酸化剤として使用されるべき空気とが混合されて、該混合により生じるガス空気混合物は該燃焼の前に圧縮されるか、あるいは前記ガス空気混合物は、前記圧縮中に点火される（これとは別に、燃焼が目的の前記分離されたガス状混合物と、燃焼プロセスにおいて酸化剤として使用されるべき空気とが、圧縮され、その後、該燃焼前に混合されて前記ガス空気混合物を生成するか、又は前記ガス空気混合物は、それが混合されると直ぐに、点火される）。それは、該燃焼の前に、可燃性で加圧されたガス空気混合物が生成される方法である。このことは、燃焼性の限界を拡大可能にし、従って炭化水素構成要素と、かなりの量の窒素及び二酸化炭素を具備する、前記分離されたガス状混合物の燃焼を確保可能にする。例えば、圧力が１Mpa（即ち、0.1Mpaから1Mpaへ）まで増大されると、メタン空気混合物の燃焼性の限界は、燃焼性の上限が拡大されることにより、標準状態に比較して、その約２倍まで拡大する。Lewis B., Elbe G.、「ガスの燃焼、炎、及び爆発」Moscow: Mir, 1968, p. 575参照。
この様に、液体炭化水素の回収の増大及び生成エネルギ（及び作動物質）の同時の増大が、実現される。ここでは、エネルギ（及び作動物質）生成の増大は、液体炭化水素の回収の増大に比べてより強（高）くなる。従って、与えられた特性により、炭化水素貯留地層から炭化水素を生産するための特定のエネルギ消費（ここでは、「エネルギ」は外部の生産者から受けるエネルギである）の減少が、実現される。例えば、石油貯留地層から、又は例えばガスコンデンセート油層から、又は天然ガスはウェットガスである天然ガス油層から。
図１に示すダイアグラムは本発明の実施の形態を示す。本発明の方法の第１の実施の形態は、以下の状態で実現される。炭化水素含有流体（炭化水素貯留地層が石油貯留地層である場合には、炭化水素含有流体は一般的に、石油とガスと水とを具備し、ガスコンデンセート油層から回収された、炭化水素含有流体は通常、ガスコンデンセートとガスと水とを具備する）は、炭化水素貯留層を貫通する生産井１（即ち、生産井１は前記地層と流体連絡している）を介して回収される。ここで、「ウェル」という用語の使用に関して特別に説明すると、ウェルの限度の範囲内にあるウェルオペレーションのための手段（例えば、チュービングストリング等）は、前記ウェルの一部分であると考えられる（Korotayev Yu.P., Shirkovsky A.I. 「ガスの回収、輸送及び地下貯蔵」、Moscow: Nedra, 1984, p. 60; 「石油回収に関するハンドブック」Gimatudinov Sh.K.発行、Moscow: Nedra, 1974, p. 403参照）。従って、「ウェル（井）」という用語は、所望のオペレーションモードにおけるその性能に必要で且つその機能を満足するためのウェルのために必要なウェルオペレーションのための手段を（ウェルの一部分として）含む。ガス状炭化水素を具備するガス状混合物の少なくとも一部分は、前記流体から分離される。例えば、石油とガスの混合物（即ち、石油とガスの混合物の形の流体）は、石油貯留地層から回収され、更にガスの少なくとも一部分は、石油とガスの混合物から分離される。前記ガス状混合物の該少なくとも一部分は、分離器２において、液体構成要素とガス状混合物とを具備する前記流体から分離されても良い。即ち、ガス状構成要素と液体状構成要素とを具備する流体を、液体状構成要素とガス状構成要素に分離することが実現される（前記流体から分離されたガス状構成要素を表すために、「分離されたガス状混合物」という用語を使用する）。あるいは、ガス状混合物の該少なくとも一部分は、ガス状混合物の該少なくとも一部分を分離するための手段を含む、生産井１内の流体から分離されても良い。その後、前記分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分は、動力プラント４内へ流入する（例えば、分離器２から、又は生産井１のアニュラー空間から）。分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分は、動力プラント４のガス状燃料として使用されており、そこでは分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分は燃焼される。分離されたガス状混合物の少なくとも一部分と、酸化剤として使用される空気は、混合されて、該混合から生じるガス空気混合物は、該燃焼の前に圧縮されるか、又はガス空気混合物は該圧縮中に点火される。ここで、「ガス空気混合物」という用語の使用について特別に説明する。「ガス空気混合物」という用語は、ガス状燃料（例えば、分離されたガス状混合物の少なくとも一部分）と、燃焼プロセスにおいて酸化剤として使用されるべき空気とを具備する、混合物を表す。即ち、Isserlin A.S.「ガス状燃料燃焼の基礎」、Moscow: Nedra, 1987, p. 60; Yefimov S.I., Ivaschenko N.A., Ivin V.I.等:Internal Combustion Engines：「ピストンタイプと組み合わせタイプのエンジンのシステム」、Moscow: Mashinostroyeniye, 1985, p. 223を参照されたい。空気の分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分との混合は、動力プラント４において、又は別の手段（図示されない）において実現されても良い。分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分及び／又は酸化剤として使用されるべき空気は、ガス空気混合物の形成前に圧縮されて、ガス空気混合物のそれに続く形成を促進しても良い。ガス空気混合物は加熱されても良く（例えば、動力プラント４において）、あるいは分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分が、ガス空気混合物を形成する前に加熱されても良いので、ガス空気混合物の該圧縮中における水分の凝縮を回避する。加圧されたガス空気混合物の圧力は、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分の組成に従って確立されても良い（分離されたガス状混合物のメタン数（methane number）に従って）。ガス空気混合物の該圧縮は、動力プラント４に含まれるデバイス、又は例えば、動力プラント４に含まれない圧縮機（図示されない）等における別のデバイスにおいて実施されても良い。例えば、ある程度の機械的エネルギを生成するために、動力プラント４は、ガスエンジン又はガスディーゼルエンジン（それらの任意のものは、発電機、及び／又は例えば圧縮機やポンプ等の、作動物質や水を地層内に圧入するための、圧入デバイスを駆動するように使用されても良い）を具備しても良い。それらの任意のものにおいて、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分及び空気は、混合されて、該混合により生じたガス空気混合物は、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分の該燃焼の前に圧縮されており、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分は、酸化剤として使用される空気と共にガス状燃料として使用される。ガス空気混合物の組成及び動力プラント４のタイプによって、ガス空気混合物の該燃焼は、該圧縮後又は該圧縮中に開始される。例えば、スパーク点火システムを有するガスエンジンにおいては、ガス空気混合物の点火の瞬間は、スパーク点火の進行の対応する意味を選択することにより決定される。ガス空気混合物の点火（その圧縮後、又はその圧縮中における）は、別の可燃性物質をそこに噴射することにより実施されても良い（例えば、通常ガスディーゼルエンジンにおいて、圧縮ストロークがその端部に接近すると、少量の液体燃料がガス空気混合物内に噴射される）。分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分を動力プラント４において燃焼する場合に、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分と空気の所望の比が、維持されても良く、例えばガス空気混合物は、ガス空気混合物の可燃性構成要素を酸化するために理論的に必要な量の空気を具備しても良いか、又はガス空気混合物は、ガス空気混合物の可燃性構成要素を酸化するために理論的に必要なものに比べてより多くの空気を具備しても良い（例えば、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分の可燃性構成要素の完全燃焼を確保するために）。ガス空気混合物は、燃焼生成物においてより低い酸素比を実現する必要がある場合は、ガス空気混合物の可燃性構成要素を酸化するために理論的に必要なものに比べてより少ない空気を含んでも良い。分離されたガス状混合物は、重炭化水素を具備しても良い。これに関連して、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分（又は、ガス空気混合物）及び／又は酸化剤として使用される空気は、動力プラント４において又は分離されたガス状混合物を準備するためのユニット３（ここで、前記ユニット３を「準備ユニット３」と呼ぶ）において、動力プラント４の排気ガスの一部分と混合されても良く、ガス状燃料として使用されるべき分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分の爆発特性を促進しても良い。即ち、動力プラント４と準備ユニット３は、それの実現手段を具備しても良い。例えば、それは作動物質圧入の開始フェーズにおいて実現されても良い（分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分内の二酸化炭素及び窒素濃度が、非常に顕著ではない場合に）。動力プラント４の排気ガスは、二酸化炭素及び窒素を具備する。更に、ガス状燃料のメタン数は、ガス状燃料内の窒素及び二酸化炭素濃度の増加により増加することが分かっている（従って、ガス状燃料の爆発特性は向上される）。従って、もし分離されたガス状混合物が重炭化水素を具備する場合には、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分（又はガス空気混合物）及び／又は酸化剤として使用されるべき空気は、排気ガスの一部分と混合されても良い。結局、この場合において、ガス空気混合物は、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分と、酸化剤として使用されるべき空気と、更に動力プラントの排気ガスの一部分とを具備する。
これとは別に、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分は、準備ユニット３に送られても良く、そこでは分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分は、動力プラント４における燃焼のために準備される。硫黄含有物質、固体粒子、水分、別の汚染物質及び重炭化水素は、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分から除去されて、動力プラント４における燃焼が目的の混合物の組成により求められる条件に従って、所望のレベルまで、それらの濃度を減少させる。分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分は、準備ユニット３において加熱されて、水分の凝縮を回避しても良い。更に、ガス空気混合物は、圧縮前に加熱されても良い。準備ユニット３において（もし生産流体から分離されたガス状混合物内に、過剰な量の窒素及び／又は二酸化炭素が存在する場合に）、窒素及び／又は二酸化炭素は、分離されたガス状流体の該少なくとも一部分から分離されても良い。その後、窒素及び／又は二酸化炭素は、ガス分離ユニット９内に（又はガス分離ユニット９の出口に）又は圧入ユニット１０（図示されない）の入口に供給されて、地層に圧入される。また、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分の動力プラント４への連続的な供給は、準備ユニット３を使用して実施可能である。動力プラント４は、例えばガスエンジン（それの代わりに、ガスディーゼルエンジン又は相当するものが使用されても良い）と、そのシャフトが機械的駆動手段を介して接続される発電機とを具備しても良い。動力プラント４は例えば冷却システム（装置）を具備しても良い。また、廃熱ボイラー７が動力プラント４に接続されても良い（又は動力プラント４が廃熱ボイラー７を具備しても良い）。動力プラント４において生成された熱エネルギは、１つ又は複数の熱キャリアに（例えば、圧入されるべきガス及び／又は水に）伝達されており、その際熱キャリアは、動力プラント４の冷却システムの熱交換器６を介して及び／又は廃熱ボイラー７を介して送られる。そしてその後、該熱エネルギは、使用のために熱キャリアにより更に輸送される。また、動力プラント４は、動力プラント４へ燃焼のために送られる分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分の組成及び／又は量が変化される場合に、その性能モードを調整するための手段を具備しても良い。動力プラント４により生成された電気エネルギは、油田用装置に供給されるように使用されて、電気ネットワーク内に供給されても良く、更にそれが必要になるならば、電気ヒータ１１と１３における水と作動物質との追加的加熱のために使用されても良い。
二酸化炭素及び窒素は、動力プラント４における分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分の燃焼生成物の主要成分である。動力プラント４の乾いた排気ガス内の二酸化炭素及び窒素の濃度は、９０％以上であっても良い。これにより、排気ガスの少なくとも一部分は、炭化水素貯留地層内への圧入に使用される。即ち、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分は、動力プラント４において燃焼されており、エネルギ（例えば、電気及び／又は熱）は、動力プラント４において生成されており、該燃焼により生じていて且つそれらの構成要素として窒素及び二酸化炭素を具備する、排気ガスは動力プラント４から排出されており、更に排気ガスの少なくとも一部分は、炭化水素貯留地層内に圧入されることが確保される。動力プラント４の排気ガスの温度は約350−400℃であっても良い。これに関連して、排気ガスは動力プラント４において生成された後に、それらがそれらの熱エネルギを別の熱キャリアに伝達する、廃熱ボイラー７に送られても良い。また、圧入前に、それが必要である場合に、排気ガスの該少なくとも一部分は、排気ガス清浄化ユニット８において、腐食性物質（酸素、酸化窒素、及び別のもの）、機械的汚染物及び水分の除去のために処理される。排気ガスの脱水が以下の方法により実施されても良い。排気ガスの該少なくとも一部分が、脱水の前に圧縮されても良く、その後に、水分が該排気ガスから除去される。更に、作動物質の組成（そこでは作動物質は、排気ガスの該少なくとも一部分を具備するガスである）は、地質学的・物理学的特性及び地層の開発段階に従い確立される。排気ガスの該少なくとも一部分は、ガス分離ユニット９に送られても良い。特別には、所望の組成への作動物質の処理は、ガス分離ユニット９において、排気ガス内の窒素濃度を減少することにより実施されても良い。また、所望の組成への作動物質の処理は、それへの特定の構成要素の導入により実施されても良い。作動物質は、圧入ユニット１０を使用して、圧入井１５を介して地層に圧入される。圧入井１５は地層を貫通する（即ち、圧入井１５は前記地層と流体連絡する）。作動物質は圧入前に圧縮される。圧縮は、圧縮機（例えば、動力プラント４により生成される機械又は電気エネルギにより駆動される）を具備しても良い圧入ユニット１０により実施される。圧入井１５間の作動物質の分配は、分配ユニット１２により実施されても良い。作動物質の温度は、ユニット１０における作動物質の圧縮後及び作動物質の圧入井１５への圧入前に上昇されても良い。このために作動物質は、熱交換器６及び／又は廃熱ボイラー７に送られても良い。作動物質の特定の温度は、特には、地質学的・物理学的特性及び地層の開発段階を考慮して、熱交換器６及び／又は廃熱ボイラー７において確立される。これとは別に、作動物質は電気ヒーター１１で加熱されても良い。作動物質の熱交換器６と廃熱ボイラー７とを通過する順番は、設計、温度及び圧入圧力の意味に依存して設定される。必要であれば、作動物質は分配ユニット１２から生産井１に送られて、ウェル１の付近の地層区域を処理しても良い。
また水は、圧入井１５を介して地層に圧入されても良い。このために、水処理プラント（設備）５からの水はポンプ１６に流入する。水は、ポンプ１６により圧入井１５に供給される。水は、分配ユニット１４を介して圧入井１５間で分配されても良い。必要ならば、水の温度は上げられても良く、水は、地質学的・物理学的特性及び地層の開発段階に従って、熱交換器６及び／又は廃熱ボイラー７において加熱される。加えて水は、電気ヒーター１３において加熱されても良い。水は、１つの圧入井か又は複数のウェルに、作動物質と同時に（例えば、水を圧入井内において作動物質と混合して）又は一方の後他方が、圧入されても良い。これとは別に、圧入井のあるグループは、作動物質を圧入するように使用されて、圧入井の別のグループは水を圧入するように使用される。
例：石油回収及び油田において実行される別の技術的プロセス（処理）を実現するために消費される電気エネルギ（ガス圧入を実施するために消費される電気エネルギを考慮しないで）は、生産された石油１ton当たり約163−192kWhに等しい。Aroutyunov A.I., Louzin V.I., Maximov V.P.等「炭化水素ガスの用途の新しい傾向」Ekonomika i organizatsiia promishlennogo proizvodstva, 1980, No. 10 (76), p. 67, p. 68, p. 70参照。ガスファクターは、100m3／tに等しく、ガス状混合物の60％は、分離の第１段階において石油含有流体から分離される。流体から分離されたガス状混合物は、動力プラント（単数又は複数の）において、酸化剤として使用される空気により燃焼されており、そこではガス状混合物と空気は、混合されて、該燃焼前に圧縮される（点火の瞬間における、ガス空気混合物の圧力は１Mpaに等しい）ガス空気混合物を生成する。作動物質（単数又は複数の動力プラントの排気ガス）は、圧入井を介して地層に圧入される。作動物質の圧入実施に消費される電気エネルギは、生産された石油１ton当たり80kWhに等しい。作動物質の圧入の開始において、ガス状炭化水素は、生産された流体ガス状混合物から分離されたものの約100％を構成する。ガス状炭化水素の真発熱量（lower heating value）（ガス状炭化水素分子の質量の75％は炭素である）は、ＱH−〜36x106 Joule／m3に等しい（記号−〜は概略等しいことを表す）。ガス空気混合物の可燃性の上限及び下限（圧力が1Mpaに等しく、温度が20℃に等しい場合）は、それぞれ約23.5％と約4.49％である。Lewis B., Elbe G.、「ガスの燃焼、炎、及び爆発」Moscow: Mir, 1968, p. 575参照。作動物質の地層への圧入の開始において、300ｍ3／hのガス状混合物（それは120t／日の石油生産により確保される）を動力プラントに供給する場合に、使用者に対して動力プラントの発電機により与えられる有効な動力は、P−〜900kWであり、熱キャリア（例えば、水）に与えられる熱エネルギは、Q−〜1.29 x109 cal／hである。そこでは窒素及び二酸化炭素（動力プラントの排気ガスの成分として含まれる）は、動力プラントからVP−〜2556ｍ3／h（11％より多い二酸化炭素を含む）の量で吐出される。従って、作動物質の圧入の開始における与えられた条件により、1tonの石油が生産される場合に、約180kWhの電気エネルギが、動力プラント（そこでは流体ガス状混合物から分離されたものは、ガス状燃料として使用される）により発電されても良い。従って、石油回収及び油田において実行される別の技術的プロセスを実現するための特定のエネルギ消費（ここでは、「エネルギ」は外部の生産者から受け取られるエネルギである）は、回収された石油１ton当たり92kWh以下である。
10％の石油日産量の増加により、動力プラントへのガス状混合物の供給もまた、増加し（それは、石油生産の増加に相互関係しており、ガスファクターの増加により生じており、前記ガスファクターの増加は、ガス状炭化水素を地層内に存在する石油含有流体から抽出するための作動物質の能力に従い実現される）、それは約800ｍ3／hになる（これはまた約400ｍ3／hのガス状炭化水素を含む）。従ってガス状混合物は、50％の不活性ガス（90％の窒素と、10％の二酸化炭素からなる）と、50％のガス状炭化水素（ガス状炭化水素の真発熱量は、ＱH−〜36x106 Joule／m3であり、そこではガス状炭化水素の分子質量の75％は炭素である）とを具備する。該組成を有するガス状混合物の該体積を動力プラントに供給する場合に、動力プラントの発電機により使用者へ与えられる有効動力は、P−〜1200kWであり、熱キャリア（例えば、水）に与えられる熱エネルギは、Q−〜1.72 x109 cal／hである。そこでは窒素及び二酸化炭素（動力プラントの排気ガスの成分として含まれる）は、動力プラントからVP−〜3808ｍ3／h（11％より多い二酸化炭素を含む）の量で吐出される。ガス空気混合物の可燃性の上限及び下限（圧力が1Mpaに等しく、温度が２０℃に等しい場合に）は、それぞれ約37.4％と約8.61％である（可燃性構成要素に関する限り、それぞれの値は、約18.7％と約4.05％である）。従って与えられた条件により、1tonの石油が生産される場合に、約218kWhの電気エネルギが、動力プラント（そこでは流体ガス状混合物から分離されたものは、ガス状燃料として使用される）により発電されても良い。従って、石油回収及び油田において実行される別の技術的プロセスを実現するための特定のエネルギ消費（ここでは、「エネルギ」は外部の生産者から受け取られるエネルギである）は、回収された石油１ton当たり54kWh以下である。
本発明の方法の第２の実施の形態は、以下の状態で実現される。ガス状炭化水素を具備するガス状混合物の少なくとも一部分は、生産井１を介して回収された炭化水素含有流体（炭化水素含有流体は通常、炭化水素貯留地層が石油貯留地層である場合には、石油と、ガスと、水とを具備しており、ガスコンデンセート層から回収された炭化水素含有流体は通常、ガスコンデンセートと、ガスと、水とを具備する）から分離される。例えば、石油とガスの混合物（即ち、石油とガスの混合物の形の流体）は、石油貯留地層から回収されており、ガスの少なくとも一部分は、石油とガスの混合物から分離される。ガス状混合物の該少なくとも一部分は、分離器２において、液体構成要素とガス状混合物とを具備する流体から分離されても良く、あるいはガス状混合物の少なくとも一部分は、生産井１内の流体から分離されても良い。その後分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分は、動力プラント４に流入する（例えば、分離器２から、又は生産井１のアニュラー空間から）。分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分は、動力プラント４のガス状燃料として使用されており、そこでは分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分は燃焼される。分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分と、酸化剤として使用されるべき空気とは、圧縮され、その後混合されて、該圧縮前にガス空気混合物を生成するか、又はそれが混合されると直ぐに、ガス空気混合物は点火される。酸化剤として使用されるべき加圧された空気の圧力と、ガス状混合物の加圧された該少なくとも一部分の圧力は、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分の組成に従って（分離されたガス状混合物のメタン数に従って）、確立されても良い。該圧縮は、動力プラント４に含まれるデバイス、又は例えば、動力プラント４には含まれない圧縮機（図示されない）等の別のデバイスにおいて実施されても良い。例えば、幾らかの機械的エネルギを生成するために、動力プラント４は、ガスタービンエンジン（それは、発電機、及び／又は例えば圧縮機又はポンプ等の作動物質又は水を地層に圧入するための圧入デバイスを駆動するために使用されても良い）を具備しても良く、そこでは分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分と空気は、圧縮され、その後混合されて、酸化剤として使用される空気と共にガス状燃料として使用される、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分の該燃焼の前に、ガス空気混合物を生成する。ここで、下記の文献において含まれる用語に従ってここ以降で使用される、「ガスタービンエンジン」という用語の使用に関して、特別に説明する。Polytechnical dictionary/ A. Yu. Ishlinsky. Moscow発行: Sovietskaya encyclopedia. 1989, p. 107参照。この技術に従い、「ガスタービンエンジン」という用語は、「ガスタービンプラント」の概念をカバーするように使用されても良く、「ガスタービンプラント」は、技術文献において固定された（stationary）機械及びデバイスを駆動するように設計されたガスタービンを有するエンジンを説明する場合に、しばしば使用される。ガス空気混合物の組成及び動力プラント４のタイプに依存して、ガス空気混合物の点火は、それに別の可燃性物質を噴射することにより実現される。動力プラント４において、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分を燃焼する場合に、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分と空気との所望の比は、例えば、ガス空気混合物が、ガス空気混合物の可燃性構成要素の酸化に理論的に必要な量の空気を具備しても良いか、又はガス空気混合物が、ガス空気混合物の可燃性構成要素の酸化に理論的に必要なものに比べてより多くの空気を具備しても良い（例えば、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分の可燃性構成要素の完全燃焼を確保するために）状態に維持されても良い。ガス空気混合物は、燃焼生成物においてより低い酸素比率を実現することが必要な場合には、ガス空気混合物の可燃性構成要素の酸化に理論的に必要なものに比べてより少ない空気を含んでも良い。分離されたガス状混合物は、重炭化水素を具備しても良い。この関係において、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分及び／又は酸化剤として使用されるべき空気（あるいはガス空気混合物）は、動力プラント４において、又は分離されたガス状混合物を準備するためのユニット３（ここで、このユニット３を「準備ユニット３」と呼ぶ）において、動力プラント４の排気ガスの一部分と混合されて、ガス状燃料として使用されるべき分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分の爆発特性を向上しても良い。例えば、それは、作動物質の圧入の開始のフェーズにおいて実施されても良い（分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分における二酸化炭素及び窒素濃度が、非常に高くない場合）。動力プラント４の排気ガスは、二酸化炭素及び窒素を具備する。そして、既知であるように、ガス状燃料のメタン数は、ガス状燃料における窒素及び二酸化炭素濃度の増加と共に増加する（従って、ガス状燃料の爆発特性は向上される）。従って、もし分離されたガス状混合物が重炭化水素を具備するならば、分離されたガス状混合物（又はガス空気混合物）の該少なくとも一部分及び／又は空気は、排気ガスの一部分と混合されても良い。結局このケースにおいて、ガス空気混合物は、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分と、酸化剤として使用されるべき空気と、動力プラントの排気ガスの一部分とを具備する。
これとは別に、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分は、準備ユニット３に送られても良く、そこでは分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分は、動力プラント４における燃焼のために準備される。硫黄含有物質、固体粒子、水分、別の汚染物質及び重炭化水素は、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分から除去されて、動力プラント４における燃焼が目的の混合物の組成により求められる条件に従って、所望のレベルまで、それらの濃度を減少させる。分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分は、準備ユニット３において加熱されて、水分の凝縮を回避しても良い。準備ユニット３において（もし生産流体から分離されたガス状混合物内に、過剰な量の窒素及び／又は二酸化炭素が存在する場合に）、窒素及び／又は二酸化炭素は、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分から分離されても良い。その後、窒素及び／又は二酸化炭素は、ガス分離ユニット９内に（又はガス分離ユニット９の出口に）又は圧入ユニット１０（図示されない）の入口に供給されて、地層に圧入される。また、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分の動力プラント４への連続的な供給は、準備ユニット３を使用して実施可能である。動力プラント４は、例えばガスタービンエンジンと、そのシャフトが機械的駆動手段を介して接続される発電機とを具備しても良い。動力プラント４は例えば冷却システムを具備しても良い。また、廃熱ボイラー７が動力プラント４に接続されても良い（又は動力プラント４が廃熱ボイラー７を具備しても良い）。動力プラント４において生成された熱エネルギは、１つ又は複数の熱キャリアに（例えば、圧入されるべきガス及び／又は水に）伝達されており、その際熱キャリアは、動力プラント４の冷却システムの熱交換器６を介して及び／又は廃熱ボイラー７を介して送られる。そしてその後、該熱エネルギは、使用のために熱キャリアにより更に輸送される。また、動力プラント４は、動力プラント４へ燃焼のために送られる分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分の組成及び／又は量が変化させられる場合に、その性能モードを調整するための手段を具備しても良い。動力プラント４により生成された電気エネルギは、油田用装置に供給されるように使用されて、電気ネットワーク内に生成されても良く、更にそれが必要になるならば、電気ヒータ１１と１３において水と作動物質との追加的加熱のために使用されても良い。
二酸化炭素及び窒素は、動力プラント４における分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分の燃焼生成物の主要部分である。動力プラント４の乾いた排気ガス内の二酸化炭素及び窒素の濃度は、９０％以上であっても良い。これにより、排気ガスの少なくとも一部分は、炭化水素貯留地層内への圧入に使用される。即ち、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分は、動力プラント４において燃焼されており、エネルギ（例えば、電気及び／又は熱）は、動力プラント４において生成されており、排気ガス（それらの構成要素として窒素及び二酸化炭素を具備する）は動力プラント４から排出されており、更に排気ガスの少なくとも一部分は、炭化水素貯留地層内に圧入されること、が確保される。動力プラント４の排気ガスの温度は約350−400℃であっても良い。これに関連して、排気ガスは動力プラント４において生成された後に、それらがそれらの熱エネルギを別の熱キャリアに伝達する、廃熱ボイラー７に送られても良い。また、圧入前に、それが必要である場合に、排気ガスの該少なくとも一部分は、排気ガス清浄ユニット８において、腐食性物質（酸素、酸化窒素、及び別のもの）、機械的汚染物及び水分の除去のために処理される。排気ガスの脱水が以下の方法により実施されても良い。排気ガスの該少なくとも一部分が、脱水の前に圧縮されても良く、その後に、水分が該排気ガスから除去される。更に、作動物質の組成（そこでは作動物質は、排気ガスの該少なくとも一部分を具備するガスである）は、地質学的・物理学的特性及び地層の開発段階に従い確立される。排気ガスの該少なくとも一部分は、ガス分離ユニット９に送られても良い。特別には、所望の組成への作動物質の処理は、ガス分離ユニット９において、排気ガス内の窒素濃度を減少することにより実施されても良い。また、所望の組成への作動物質の処理は、それへの特定の構成要素の導入により実施されても良い。作動物質は、圧入ユニット１０を使用して、圧入井１５を介して地層に圧入される。作動物質は圧入前に圧縮される。圧縮は、圧縮機（例えば、動力プラント４により生成される機械又は電気エネルギにより駆動される）を具備しても良い圧入ユニット１０により実施される。圧入井１５間の作動物質の分配は、分配ユニット１２により実施されても良い。作動物質の温度は、ユニット１０における作動物質の圧縮後及び作動物質の圧入井１５への圧入前に上昇されても良い。このために作動物質は、熱交換器６及び／又は廃熱ボイラー７に送られても良い。作動物質の特定の温度は、特には、地質学的・物理学的特性及び地層の開発段階を考慮して、熱交換器６及び／又は廃熱ボイラー７において確立される。これとは別に、作動物質は電気ヒーター１１で加熱されても良い。作動物質の熱交換器６と廃熱ボイラー７とを通過する順番は、設計、温度及び圧入圧力の意味に依存して設定される。それが必要な場合に、作動物質は分配ユニット１２から生産井１に送られて、ウェル１の付近の地層区域を処理しても良い。
また水は、圧入井１５を介して地層に圧入されても良い。このために、水処理プラント（設備）５からの水はポンプ１６に流入する。水は、ポンプ１６により圧入井１５に供給される。水は、分配ユニット１４を介して圧入井１５間で分配されても良い。必要ならば、水の温度は上げられても良く、水は、地質学的・物理学的特性及び地層の開発段階に従って、熱交換器６及び／又は廃熱ボイラー７において加熱される。また水は、電気ヒーター１３において加熱されても良い。水は、１つの圧入井か又は複数のウェルに、作動物質と同時に（例えば、水を圧入井内において作動物質と混合して）又は一方の後他方が、圧入されても良い。これとは別に、圧入井のあるグループは、作動物質を圧入するように使用されて、圧入井の別のグループは水を圧入するように使用される。
例：石油回収及び油田において実行される別の技術的プロセス（処理）を実現するために消費される電気エネルギ（ガス圧入を実現するために消費される電気エネルギを考慮しないで）は、生産された石油１ton当たり約163−192kWhに等しい。Aroutyunov A.I., Louzin V.I., Maximov V.P.等「炭化水素ガスの用途の新しい傾向」Ekonomika i organizatsiia promishlennogo proizvodstva, 1980, No. 10 (76), p. 67, p. 68, p. 70参照。ガスファクターは、100m3／tに等しく、ガス状混合物の60％は、分離の第１段階において石油含有流体から分離される。流体から分離されたガス状混合物は、動力プラント（単数又は複数の）において、酸化剤として使用される空気により燃焼されており、そこではガス状混合物と空気は、圧縮され、その後混合されて、該燃焼前に（点火の瞬間における、ガス空気混合物の圧力は１Mpaに等しい）ガス空気混合物を生成する。作動物質（単数又は複数の動力プラントの排気ガス）は、圧入井を介して地層に圧入される。作動物質の圧入実施に消費される電気エネルギは、生産された石油１ton当たり80kWhに等しい。作動物質の圧入の開始において、ガス状炭化水素は、生産された流体ガス状混合物から分離されたものの約100％を構成する。ガス状炭化水素の真発熱量（ガス状炭化水素分子の質量の75％は炭素である）は、ＱH−〜36x106 Joule／m3に等しい。ガス空気混合物の可燃性の上限及び下限（圧力が1Mpaに等しく、温度が20℃に等しい場合）は、それぞれ約23.5％と約4.49％である。Lewis B., Elbe G.、「ガスの燃焼、炎、及び爆発」Moscow: Mir, 1968, p. 575参照。作動物質の地層への圧入の開始において、300ｍ3／hのガス状混合物（それは120t／日の石油生産により確保される）を動力プラントに供給する場合に、使用者に対して動力プラントの発電機により与えられる有効な動力は、P−〜900kWであり、熱キャリア（例えば、水）に与えられる熱エネルギは、Q−〜1.29 x109 cal／hである。そこでは窒素及び二酸化炭素（動力プラントの排気ガスの成分として含まれる）は、動力プラントからVP−〜2556ｍ3／h（11％より多い二酸化炭素を含む）の量で吐出される。従って、作動物質の圧入の開始における与えられた条件により、1tonの石油が生産される場合に、約180kWhの電気エネルギが、動力プラント（そこでは流体ガス状混合物から分離されたものは、ガス状燃料として使用される）により発電されても良い。従って、石油回収及び油田において実行される別の技術的プロセスを実現するための特定のエネルギ消費（ここでは、「エネルギ」は外部の生産者から受け取られるエネルギである）は、回収された石油１ton当たり92kWh以下である。
10％の石油日産量の増加により、動力プラントへのガス状混合物の供給もまた、増加し（それは、石油生産の増加に相互関係しており、ガスファクターの増加により生じており、前記ガスファクター増加は、ガス状炭化水素を地層内に存在する石油含有流体から抽出するための作動物質の能力に従い実現される）、それは約800ｍ3／hになる（これはまた約400ｍ3／hのガス状炭化水素を含む）。従ってガス状混合物は、50％の不活性ガス（90％の窒素と、10％の二酸化炭素からなる）と、50％のガス状炭化水素（ガス状炭化水素の真発熱量は、ＱH−〜36x106 Joule／m3であり、そこではガス状炭化水素の分子質量の75％は炭素である）とを具備する。該組成を有するガス状混合物の該体積を動力プラントに供給する場合に、動力プラントの発電機により使用者へ与えられる有効動力は、P−〜1200kWであり、熱キャリア（例えば、水）に与えられる熱エネルギは、Q−〜1.72 x109 cal／hである。そこでは窒素及び二酸化炭素（動力プラントの排気ガスの成分として含まれる）は、動力プラントからVP−〜3808ｍ3／h（11％より多い二酸化炭素を含む）の量で吐出される。ガス空気混合物の可燃性の上限及び下限（圧力が1Mpaに等しく、温度が２０℃に等しい場合に）は、それぞれ約37.4％と約8.61％である（可燃性構成要素に関する限り、それぞれの値は、約18.7％と約4.05％である）。従って与えられた条件により、1tonの石油が生産される場合に、約218kWhの電気エネルギが、動力プラント（そこでは流体ガス状混合物から分離されたものは、ガス状燃料として使用される）により発電されても良い。従って、石油回収及び油田において実行される別の技術的プロセスを実現するための特定のエネルギ消費（ここでは、「エネルギ」は外部の生産者から受け取られるエネルギである）は、回収された石油１ton当たり54kWh以下である。
提示される方法のエッセンスは以下のものである。前に記述されたように、作動物質が炭化水素貯留地層に圧入されると、地層から回収される液体炭化水素の体積は増大する。また、炭化水素含有流体から分離されたガス状混合物の体積は増大する。従って、このことは、動力プラントへの分離されたガス状混合物の供給を増大可能である。このことは、動力プラントにより生成されたエネルギ量及び生成された作動物質の量を増加する可能性を提示する。動力プラントにより生成されたエネルギ量の増加及び生成された作動物質の量を増加は、液体炭化水素の回収の増加に対応するだけではなく、それはまた、ガスファクターの増大により調節されており、ガスファクターの増大は地層に存在する炭化水素含有流体からのガス状炭化水素の抽出により実現されており、更にそこでは、地層への作動物質の圧入のプロセスにおいて、分離されたガス状混合物内の窒素及び二酸化炭素の濃度はまた、生産井への作動物質の流入により上昇する。
即ち、液体炭化水素の回収における増加、及び動力プラントにより生成されたエネルギ（及び作動物質）における同時の増加が達成される。そこでは、エネルギ（及び作動物質）生産の増加が、石油回収の増加に比べてより強（高）くなる。これと共に、分離されたガス状混合物の品質は、窒素及び二酸化炭素の存在のために減少し、更に分離されたガス状混合物の生成能力は低下する。例えば、Budafa油田ブロックにおいて、約80％の二酸化炭素と、水とを具備するガスを他方の後に一方を圧入する場合に、15ヶ月の圧入の後に、石油含有流体ガスから分離されたものは、約60％の二酸化炭素を具備していた。Balint V., Ban A., Doleshal Sh., 等、「石油回収における二酸化炭素の使用」、Moscow: Nedra, 1977, p. 223, p. 224参照。前に述べたように、炭化水素ガスにおける二酸化炭素濃度（Schedel R.L.は彼の文献において、「関連ガス」という用語を使用している）は、6ヶ月間の二酸化炭素の圧入の後に、90％のレベルまで増加可能である。Schedel R.L.「EOR + CO2＝A gas processing challenge」、Oil and Gas Journal, 1982, Vol. 80, N 43, Oct. 25, p. 158、参照。窒素は炭化水素含有流体において二酸化炭素に比べてより低いレベルの溶解度を有することを思い起こすと、上記の記述は、地層に窒素、又は窒素と二酸化炭素混合物を圧入する場合に、真実である。
従って、炭化水素貯留地層への窒素及び二酸化炭素の圧入は、ガスファクターのかなりの増大（地層に存在する炭化水素含有流体からのガス状炭化水素の抽出による生産されたガス状炭化水素の量の増加を含む）に分離不可能に繋がっており、ガスファクターの増大は、生産された流体から分離されたガス状混合物における窒素及び二酸化炭素濃度の顕著な増加と共に生じる。従って分離されたガス状混合物の品質は、それの生成される能力と共に低下する。
炭化水素構成要素及びかなりの量の不活性ガス（例えば、窒素及び二酸化炭素等）を具備する分離されたガス状混合物の効果的な燃焼は、下記事項により実現される。分離されたガス状混合物と、燃焼プロセスにおいて酸化剤として使用されるべき空気とが、混合され、該混合から生じるガス空気混合物が、該燃焼の前に圧縮されるか、又はガス空気混合物が該圧縮中に点火される（これとは別に、分離されたガス状混合物と、燃焼プロセスにおいて酸化剤として使用されるべき該空気とが、圧縮され、その後混合されて、該燃焼の前にガス空気混合物を生成するか、又はガス空気混合物が、それが混合されると直ぐに点火される）。それは、どの様に、該燃焼の前に、可燃性で加圧されたガス空気混合物が生成されるかを示す。このことは、可燃性限界を拡げ、従って炭化水素構成要素と窒素及び二酸化炭素の顕著な量を具備する、分離されたガス状混合物の燃焼を確保可能にする。例えば、50％のメタンと50％の不活性ガス（該不活性ガスは90％の窒素及び10％の二酸化炭素を含む）からなる混合物が、大気空気と燃焼させられた場合に、該混合物と空気を具備するガス空気混合物の可燃性の上限及び下限（圧力が1Mpaに等しく、温度が20℃に等しい場合に）は、それぞれ約37.4％と約8.61％である（可燃性構成要素に関する限り、それぞれの値は、18.7％と4.05％である）。即ち、該混合物の燃焼は、10の圧縮比の値を有するガスエンジンにおいて実現されても良い。同じ結果が、10％のメタン及び90％の不活性ガス（該不活性ガスは90％の窒素及び10％の二酸化炭素を含む）からなる混合物が、大気空気と燃焼させられた場合に実現されても良く、該混合物と空気を具備するガス空気混合物の可燃性の上限及び下限（圧力が1Mpaに等しく、温度が20℃に等しい場合に）は、それぞれ74.9％と32.03％である（可燃性構成要素が関係する限り、それぞれの値は、7.49％と3.203％である）。計算は、以下の資料からのデータを使用して実施された。Lewis B., Elbe G.、「ガスの燃焼、炎、及び爆発」Moscow: Mir, 1968, p. 575、Isserlin A.S.「ガス状燃料燃焼の基礎」、Moscow: Nedra, 1987, p. 69-71参照。
従って、液体炭化水素の回収における増加及び生成されたエネルギ（及び作動物質）の同時の増加が達成される。そこでは、エネルギ（及び作動物質）生成の増加が、液体炭化水素の回収における増加に比べてより強（高）くなる。従って、与えられた特性により、炭化水素貯留地層から炭化水素を生産するための特定のエネルギ消費（ここでは、「エネルギ」は外部生産者から受け取るエネルギである）の減少が実現される。例えば、石油貯留地層から、又はガスキャップを有する石油貯留地層から、又は例えば、ガスコンデンセート層から、又は天然ガスがウェットガスである天然ガス層からである。
また本発明は、二酸化炭素が、大気に放出される代わりに、地層に圧入されることにより、炭化水素貯留地層からの環境的により安全な炭化水素生産プロセスを提供する。
上記方法の実行のために、システム（装置）が提案される。
粘性のある石油回収のためのシステムは公知である。前記システムの内の１つは、蒸気発生機と流体連絡するスロットジェット式圧縮機を具備する。蒸気発生機により生成された蒸気と炎管ガスは、スロットジェット式圧縮機において混合されて、蒸気ガス混合物を生成する。蒸気ガス混合物は、圧入井を介して石油貯留地層内に圧入される。1995年10月27日公開のロシア特許第2046933C1, cl. E21B43/24参照。しかし、地上の油田用装置へのエネルギの供給の問題が存在する。
粘性のある石油回収のためのシステムは公知である。前記システムの内の１つは、蒸気発生機と流体連絡するスロットジェット式圧縮機を具備する。蒸気発生機により生成された蒸気と炎管ガスは、スロットジェット式圧縮機において混合されて、蒸気ガス混合物を生成する。蒸気ガス混合物は、圧入井を介して石油貯留地層内に圧入される。1995年10月27日公開のロシア特許第2046933C1, cl. E21B43/24参照。しかし、地上の油田用装置へのエネルギの供給の問題が存在する。
技術的エッセンス及び達成された結果において最も近いものは、発電機と排気ガス出口とを備える、動力プラントを具備するシステムである。動力プラントは、燃料のエネルギを熱エネルギに変換しており、熱エネルギの一部分は、機械的エネルギに変換され、前記機械的エネルギは電気エネルギに変換される（発電機を使用して）。システムはまた、少なくとも一つの圧入井と流体連絡するその出口の少なくとも一つを有する圧入デバイスを具備する。動力プラントは、少なくとも一つの生産井と（セパレータを介して）流体連絡するように構成される。1992年4月23日公開のロシア発明者証第1729300A3, cl. E21B43/24参照。このシステム（装置）は、地層に作用するプロセスにおいて、動力プラント（それは、高温反応器、閉鎖式ヘリウム輪郭部（contour）、２つの蒸気発生機、反応炉、ガスブロワー、ヒーター、発電機に機械的に接続されたスティームタービンを具備する）におけるその高い燃料−エネルギ消費に関して知られており、前記地層に作用するプロセスは、圧入デバイス（それは蒸気変換機を有するポンプにより示される）により地層へ圧入される蒸気により実施される。従って、炭化水素の生産増加は、顕著なエネルギ消費により得られる。
本発明の目的は、炭化水素の回収を増大する一方で、炭化水素貯留地層からの炭化水素生産プロセスの高エネルギ効率を維持することと、更に生成されたエネルギ量及び圧入のために使用されるべきガス量を増大することと、炭化水素貯留地層からの環境的により安全な炭化水素生産プロセスを提供することである。
少なくとも一つの圧入井により貫通される炭化水素貯留地層へのガス圧入により、及び炭化水素含有流体のガス状構成要素を前記流体から分離するための手段を含む少なくとも一つの生産井により、炭化水素を回収するための本発明の装置（システム）の第１の実施の形態による技術的な結果において、この装置は、
酸化剤により前記ガス状構成要素の少なくとも一部分を燃焼するように形成されていて且つ該燃焼により生じた排気ガスを吐出するように形成される、デバイスを具備する動力プラントと、
前記排気ガスの少なくとも一部分を具備するガスを、該圧入井を介して前記地層に圧入するための手段と、を具備しており、更に
該デバイスは、空気と前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分を具備する可燃性で加圧されたガス空気混合物を生成するように形成された内燃機関であり、それにより該デバイスは、該空気を該酸化剤として使用可能に形成され、更にガス状燃料を空気により燃焼することにより作動するように形成された、該機関（エンジン）のための前記ガス状燃料として、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分を使用可能に形成されており、
それ（該装置）は、ポンプ、発電機、及び圧縮機からなるグループから選択されたデバイスを更に具備しており、該機関は、前記選択されたデバイスを駆動するように構成されており、
ガスを圧入するための該手段は、該機関により駆動されるように形成される圧縮機を具備しており、
該機関は、ガスエンジンと、ガスタービンエンジンと、ガスディーゼルエンジンからなるグループから選択されたものであり、
それ（該装置）は、前記排気ガスの一部分を前記ガス空気混合物に、又は前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分に、又は両者に対して加えるための手段を更に具備しており、
それ（該装置）は、重炭化水素を除去するための手段を更に具備しており、
それ（該装置）は、前記ガス空気混合物、又は前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分、又は両者を加熱するための手段を更に具備しており、
それ（該装置）は、前記排気ガスの熱を利用するための廃熱ボイラーを更に具備しており、
それ（該装置）は、水分、又は腐食性物質、又は両者に対して、前記排気ガスを清浄化するための手段を更に具備することにより、前記技術的な結果は実現される。
酸化剤により前記ガス状構成要素の少なくとも一部分を燃焼するように形成されていて且つ該燃焼により生じた排気ガスを吐出するように形成される、デバイスを具備する動力プラントと、
前記排気ガスの少なくとも一部分を具備するガスを、該圧入井を介して前記地層に圧入するための手段と、を具備しており、更に
該デバイスは、空気と前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分を具備する可燃性で加圧されたガス空気混合物を生成するように形成された内燃機関であり、それにより該デバイスは、該空気を該酸化剤として使用可能に形成され、更にガス状燃料を空気により燃焼することにより作動するように形成された、該機関（エンジン）のための前記ガス状燃料として、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分を使用可能に形成されており、
それ（該装置）は、ポンプ、発電機、及び圧縮機からなるグループから選択されたデバイスを更に具備しており、該機関は、前記選択されたデバイスを駆動するように構成されており、
ガスを圧入するための該手段は、該機関により駆動されるように形成される圧縮機を具備しており、
該機関は、ガスエンジンと、ガスタービンエンジンと、ガスディーゼルエンジンからなるグループから選択されたものであり、
それ（該装置）は、前記排気ガスの一部分を前記ガス空気混合物に、又は前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分に、又は両者に対して加えるための手段を更に具備しており、
それ（該装置）は、重炭化水素を除去するための手段を更に具備しており、
それ（該装置）は、前記ガス空気混合物、又は前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分、又は両者を加熱するための手段を更に具備しており、
それ（該装置）は、前記排気ガスの熱を利用するための廃熱ボイラーを更に具備しており、
それ（該装置）は、水分、又は腐食性物質、又は両者に対して、前記排気ガスを清浄化するための手段を更に具備することにより、前記技術的な結果は実現される。
少なくとも一つの圧入井により貫通される炭化水素貯留地層へのガス圧入により、及び分離器と流体連絡する少なくとも一つの生産井により、炭化水素を回収するための本発明の装置（システム）の第２の実施の形態による技術的な結果において、該分離器は炭化水素含有流体のガス状構成要素を前記流体から分離するように形成されており、この装置は、
酸化剤により前記ガス状構成要素の少なくとも一部分を燃焼するように形成されていて且つ該燃焼により生じた排気ガスを吐出するように形成される、デバイスを具備する動力プラントと、
前記排気ガスの少なくとも一部分を具備するガスを、該圧入井を介して前記地層に圧入するための手段と、を具備しており、更に
該デバイスは、空気と前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分を具備する、可燃性で加圧されたガス空気混合物を生成するように形成された内燃機関であり、それにより該デバイスは、該空気を該酸化剤として使用可能に形成され、更にガス状燃料を空気により燃焼することにより作動するように形成された、該機関のための前記ガス状燃料として、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分を使用可能に形成されており、
それ（該装置）は、ポンプ、発電機、及び圧縮機からなるグループから選択されたデバイスを更に具備しており、該機関は、前記選択されたデバイスを駆動するように構成されており、
ガスを圧入するための該手段は、該機関により駆動されるように形成される圧縮機を具備しており、
該機関は、ガスエンジンと、ガスタービンエンジンと、ガスディーゼルエンジンからなるグループから選択されたものであり、
それ（該装置）は、前記排気ガスの一部分を前記ガス空気混合物に、又は前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分に、又は両者に対して加えるための手段を更に具備しており、
それ（該装置）は、重炭化水素を除去するための手段を更に具備しており、
それ（該装置）は、前記ガス空気混合物、又は前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分、又は両者を加熱するための手段を更に具備しており、
それ（該装置）は、前記排気ガスの熱を利用するための廃熱ボイラーを更に具備しており、
それ（該装置）は、水分、又は腐食性物質、又は両者に対して、前記排気ガスを清浄化するための手段を更に具備することにより、前記技術的な結果は実現される。
少なくとも一つの圧入井により貫通される炭化水素貯留地層へのガス圧入により、及び炭化水素含有流体のガス状構成要素を前記流体から分離するための手段を含む少なくとも一つの生産井により、炭化水素を回収するための本発明の装置（システム）の第３の実施の形態による技術的な結果において、この装置は、
酸化剤により前記ガス状構成要素の少なくとも一部分を燃焼するように形成されていて且つ該燃焼により生じた排気ガスを吐出するように形成される、デバイスを具備する動力プラントと、
前記排気ガスの少なくとも一部分を具備するガスを、該圧入井を介して前記地層に圧入するための手段と、を具備しており、更に
該デバイスは、ガスエンジンと、ガスタービンエンジンと、ガスディーゼルエンジンとからなるグループから選択されたエンジンであり、該選択されたエンジンは、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分をガス状燃料として使用するように形成されており、
該選択されたエンジンは、該酸化剤として使用される空気と、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分とを具備する可燃性で加圧されたガス空気混合物を生成するように形成されることにより、前記技術的な結果は実現される。
少なくとも一つの圧入井により貫通される炭化水素貯留地層へのガス圧入により、及び分離器と流体連絡する少なくとも一つの生産井により、炭化水素を回収するための本発明の装置（システム）の第４の実施の形態による技術的な結果において、該分離器は炭化水素含有流体のガス状構成要素を前記流体から分離するように形成されており、この装置は、
酸化剤により前記ガス状構成要素の少なくとも一部分を燃焼するように形成されていて且つ該燃焼により生じた排気ガスを吐出するように形成される、デバイスを具備する動力プラントと、
前記排気ガスの少なくとも一部分を具備するガスを、該圧入井を介して前記地層に圧入するための手段と、を具備しており、更に
該デバイスは、ガスエンジンと、ガスタービンエンジンと、ガスディーゼルエンジンとからなるグループから選択されたエンジンであり、該選択されたエンジンは、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分をガス状燃料として使用するように形成されており、
該選択されたエンジンは、該酸化剤として使用される空気と、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分とを具備する可燃性で加圧されたガス空気混合物を生成するように形成されることにより、前記技術的な結果は実現される。
酸化剤により前記ガス状構成要素の少なくとも一部分を燃焼するように形成されていて且つ該燃焼により生じた排気ガスを吐出するように形成される、デバイスを具備する動力プラントと、
前記排気ガスの少なくとも一部分を具備するガスを、該圧入井を介して前記地層に圧入するための手段と、を具備しており、更に
該デバイスは、空気と前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分を具備する、可燃性で加圧されたガス空気混合物を生成するように形成された内燃機関であり、それにより該デバイスは、該空気を該酸化剤として使用可能に形成され、更にガス状燃料を空気により燃焼することにより作動するように形成された、該機関のための前記ガス状燃料として、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分を使用可能に形成されており、
それ（該装置）は、ポンプ、発電機、及び圧縮機からなるグループから選択されたデバイスを更に具備しており、該機関は、前記選択されたデバイスを駆動するように構成されており、
ガスを圧入するための該手段は、該機関により駆動されるように形成される圧縮機を具備しており、
該機関は、ガスエンジンと、ガスタービンエンジンと、ガスディーゼルエンジンからなるグループから選択されたものであり、
それ（該装置）は、前記排気ガスの一部分を前記ガス空気混合物に、又は前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分に、又は両者に対して加えるための手段を更に具備しており、
それ（該装置）は、重炭化水素を除去するための手段を更に具備しており、
それ（該装置）は、前記ガス空気混合物、又は前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分、又は両者を加熱するための手段を更に具備しており、
それ（該装置）は、前記排気ガスの熱を利用するための廃熱ボイラーを更に具備しており、
それ（該装置）は、水分、又は腐食性物質、又は両者に対して、前記排気ガスを清浄化するための手段を更に具備することにより、前記技術的な結果は実現される。
少なくとも一つの圧入井により貫通される炭化水素貯留地層へのガス圧入により、及び炭化水素含有流体のガス状構成要素を前記流体から分離するための手段を含む少なくとも一つの生産井により、炭化水素を回収するための本発明の装置（システム）の第３の実施の形態による技術的な結果において、この装置は、
酸化剤により前記ガス状構成要素の少なくとも一部分を燃焼するように形成されていて且つ該燃焼により生じた排気ガスを吐出するように形成される、デバイスを具備する動力プラントと、
前記排気ガスの少なくとも一部分を具備するガスを、該圧入井を介して前記地層に圧入するための手段と、を具備しており、更に
該デバイスは、ガスエンジンと、ガスタービンエンジンと、ガスディーゼルエンジンとからなるグループから選択されたエンジンであり、該選択されたエンジンは、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分をガス状燃料として使用するように形成されており、
該選択されたエンジンは、該酸化剤として使用される空気と、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分とを具備する可燃性で加圧されたガス空気混合物を生成するように形成されることにより、前記技術的な結果は実現される。
少なくとも一つの圧入井により貫通される炭化水素貯留地層へのガス圧入により、及び分離器と流体連絡する少なくとも一つの生産井により、炭化水素を回収するための本発明の装置（システム）の第４の実施の形態による技術的な結果において、該分離器は炭化水素含有流体のガス状構成要素を前記流体から分離するように形成されており、この装置は、
酸化剤により前記ガス状構成要素の少なくとも一部分を燃焼するように形成されていて且つ該燃焼により生じた排気ガスを吐出するように形成される、デバイスを具備する動力プラントと、
前記排気ガスの少なくとも一部分を具備するガスを、該圧入井を介して前記地層に圧入するための手段と、を具備しており、更に
該デバイスは、ガスエンジンと、ガスタービンエンジンと、ガスディーゼルエンジンとからなるグループから選択されたエンジンであり、該選択されたエンジンは、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分をガス状燃料として使用するように形成されており、
該選択されたエンジンは、該酸化剤として使用される空気と、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分とを具備する可燃性で加圧されたガス空気混合物を生成するように形成されることにより、前記技術的な結果は実現される。
例えば、動力プラントの排気ガスを炭化水素貯留地層に圧入するために使用される圧縮機等の、圧入デバイスの用途が良く知られている。1995年10月27日公開のロシア特許第2046933C1, cl. E21B43/24参照。しかし、該技術的な結果は、蒸気発生機（そこでは、蒸気と炎管ガスが生成される）が生産井又は分離器と流体連絡していない（従って、生産された流体から分離されたガス状混合物は、蒸気ガス混合物の生成に使用されない）ので、実現可能ではない。そしてまた、エネルギは、圧入されるべき蒸気の生成のために消費されるからである。動力プラントの排気ガスの圧入は、動力プラントの排気ガスの濃度の増大により、生産された流体から分離されたガス状混合物の品質を低下を招く。分離されたガス状混合物から炭化水素を生産するために、ガス分離装置（それは、エネルギ消費の増大を導く）を使用することが必要になる。既知のシステムに従い（1992年4月23日公開のソ連発明者証第1729300A3, cl. E21B43/24参照）、動力プラント（発電機を具備する）は、該少なくとも一つの生産井と流体連絡する（分離器を介して）ように形成される。しかし、該技術的な結果は、エネルギが圧入されるべき蒸気の一部を生成するように消費されるので、実現可能ではない。
本発明のシステム（装置）における該技術的な結果は、請求項に開示される別の基本的な形態と共に、動力プラントが使用されており、前記動力プラントは、内燃機関（エンジン）（例えば、ガスエンジン、又はガスタービンエンジン、又はガスディーゼルエンジン）を具備しており、更に前記動力プラントは、少なくとも一つの生産井と（本発明のシステムの第１及び第３の実施の形態において）、又は分離器を介して少なくとも一つの生産井と（本発明のシステムの第２及び第４の実施の形態において）、流体連絡するように形成されることにより実現される。
本発明のシステム（装置）における該技術的な結果は、請求項に開示される別の基本的な形態と共に、動力プラントが使用されており、前記動力プラントは、内燃機関（エンジン）（例えば、ガスエンジン、又はガスタービンエンジン、又はガスディーゼルエンジン）を具備しており、更に前記動力プラントは、少なくとも一つの生産井と（本発明のシステムの第１及び第３の実施の形態において）、又は分離器を介して少なくとも一つの生産井と（本発明のシステムの第２及び第４の実施の形態において）、流体連絡するように形成されることにより実現される。
このことは、作動物質（作動物質は、窒素及び二酸化炭素を具備する、動力プラントの排気ガスの少なくとも一部分を具備する）を、例えば圧入井を介して石油貯留地層に圧入する場合に、生産井からの石油の回収を増加可能である。また、回収された石油含有流体（与えられた例の限度の範囲内において、回収された石油含有流体から分離されたガス状混合物を、ここでは「炭化水素ガス」と呼ぶ）から分離されたガス状混合物の生成は、増大される。従ってこのことは、少なくとも一つの該生産井からの（本発明のシステム（装置）の第１及び第３の実施の形態において）、又は分離器からの（本発明のシステムの第２及び第４の実施の形態において）、動力プラントへの炭化水素ガスの供給を増加可能にする。
このことは、動力プラントにより生成されるエネルギ量（例えば、a）機械エネルギ及び／又は電気エネルギ、又はb)機械エネルギ及び／又は電気エネルギと熱エネルギ、又はc)機械エネルギと熱エネルギ及び／又は電気エネルギ）と、生成される作動物質の量とを増大する可能性を提供する。炭化水素ガスの生産の増加（従って、動力プラントにより生成されるエネルギ量の増加、及び生成される作動物質の量の増加）は、石油回収における増加だけに対応するのではなく、即ち炭化水素ガスの生産の増加は、石油回収における増加に比例するだけではなく、それはまた、地層の石油含有流体が作動物質（窒素及び二酸化炭素を具備する）により作用される場合に、ガス状炭化水素が地層に存在する石油含有流体から抽出されるので、ガスファクターの増加により調整される。例えば、ガスファクターの増加は、地層の石油含有流体が二酸化炭素により作用された場合に実現されており、それは、生産されたガス状炭化水素量の30−35％の増加を生じており、従ってガスファクター値は増加した。ガスファクター値の該30−35％の増加は、石油含有流体からガス状炭化水素を抽出する二酸化炭素の能力により実現される。重油（該石油は、地層の石油含有流体からのその分離後に、二酸化炭素により作用される）から抽出されたガス状炭化水素の量は、地層の石油含有流体から分離されたガス状炭化水素の量に等しくても良い。Mirasyapova,L.I.、「二酸化炭素の影響下におけるガス除去された石油からの軽炭化水素の抽出」、Geology, oil recovery, physics and reservoir hydrodynamics / Works TatNIPIneft. Kazan: Tatarskoye Publishing House, 1973, Vol. No. 22, p. 233, p. 236, p. 238； Vakhitov G.G., Namiot A.Yu., Skripka V.G.等「70Mpaまでの圧力でのリザーバーモデルにおける窒素による石油の置換の研究」、Neftianoye khozyastvo, 1985, No. 1, p. 37参照。作動物質を地層に圧入するプロセスにおいて、炭化水素ガス内の窒素及び二酸化炭素の濃度はまた、生産井に流入する作動物質により上昇する。例えば、炭化水素ガス内の二酸化炭素濃度（Schedel R.L.は彼の文献において、「関連ガス」という用語を使用している）は、二酸化炭素の6ヶ月間の圧入期間後に、90％のレベルまで増加可能である。Schedel R.L.「EOR + CO2＝A gas processing challenge」、Oil and Gas Journal, 1982, Vol. 80, N 43, Oct. 25, p. 158、参照。従って、炭化水素ガスの品質は、顕著な窒素及び二酸化炭素の存在により低下し、更に炭化水素ガスの燃焼能力は低下する。
即ち、石油回収における増加、及び動力プラントにより生成されたエネルギ（例えば、機械エネルギ、又は電気エネルギ、又は両者）と作動物質の生成における同時の増加が実現される。そこでは、エネルギ（及び作動物質）生成の増加は、石油回収における増加に比べてより高くなる。これと共に、炭化水素ガスの品質は、窒素及び二酸化炭素の存在により低下し、更に炭化水素ガスの燃焼能力は低下する。ガスコンデンセート層からのガスコンデンセートの回収は同様な状態で行われる。ガスコンデンセートの回収は増大され、回収された流体から分離されたガス状混合物の量は増加される。そこでは、ガス状混合物の量の増加はやはり、悪化するガスコンデンセートから抽出されたガス状炭化水素により達成される。そこでは、前記流体から分離されたガス状混合物の品質は、窒素及び二酸化炭素等の不活性ガスの顕著な存在により低下する。
炭化水素構成要素と約０から（即ち、実質的に意味のない値から）約90モル％までの不活性ガス（例えば、窒素、二酸化炭素、又は窒素と二酸化炭素の混合物等）とを具備する、分離されたガス状混合物の効果的な燃焼は、ガス状燃料を空気と燃焼させることにより作動するように形成される内燃機関（エンジン）（例えば、ガスエンジン又はガスタービンエンジン又はガスディーゼルエンジン）を具備する動力プラントにより実現される。その様なエンジンは、該燃焼の前に、可燃性で加圧されたガス空気混合物を生成するように形成される。このことは、ガス空気混合物の可燃性限界を拡大し、従って炭化水素構成要素と顕著な量の窒素及び二酸化炭素とを具備する、分離されたガス状混合物の燃焼を確保することを可能にする。例えば、圧力が1Mpaまで（即ち、0.1Mpaから1Mpaに）増大された場合に、メタン空気混合物の可燃性限界は、可燃性の上限が上昇されることにより、標準状態と比較して約２倍に拡大する。Lewis B., Elbe G.、「ガスの燃焼、炎、及び爆発」Moscow: Mir, 1968, p. 575参照。
このように、液体炭化水素の回収における増加及び生成されたエネルギ（及び作動物質）における同時の増加が実現される。そこでは、エネルギ（及び作動物質）の生成の増加は、液体炭化水素の回収における増加に比べてより強（高）いものになる。従って、与えられた特性により、炭化水素貯留地層から炭化水素を生産するための特定のエネルギ消費（ここでは、「エネルギ」は外部の生産者から受け取るエネルギである）の減少が実現される。例えば、石油貯留地層から、又はガスキャップを有する石油貯留地層から、又は例えば、ガスコンデンセート層から、又は天然ガスがウェットガスである天然ガス層からである。
図２に示される系統図は、本発明のシステム（装置）の実施の形態を図解する。本発明のシステムの第１の実施の形態は、動力プラント１を具備しており、動力プラント１は排気ガス出口３を有しており、前記動力プラントは、ガス状燃料を空気と燃焼させることにより作動するように形成された内燃機関を具備する。前記内燃機関は、ガスエンジン、ガスタービンエンジン及びガスディーゼルエンジンからなるグループから選択されたものであっても良い（内燃機関は、圧入手段又は発電機又はポンプ又は圧縮機を駆動するように適用されても良い）。本発明のシステムの第３の実施の形態において、動力プラント１は、ガスエンジン又はガスタービンエンジン又はガスディーゼルエンジンを具備する。即ち、本発明のシステムの第１と第３の実施の形態において、動力プラント１は、ガスエンジン４（それはガスタービンエンジン又はガスディーゼルエンジンのいずれかにより置換可能である）と、発電機２（それはポンプ又は圧縮機のいずれかにより置換可能である）とを具備しても良く、発電機２のシャフトは、機械的駆動手段６（ガスエンジンのシャフトと、発電機のシャフトの機械的な接続を形成する任意の手段）を介して接続されており、動力プラント１は生産井８と流体連絡するように形成されており、更に前記第１と第３の実施の形態は圧入ユニット１０を具備しており、圧入ユニット１０は、排気ガス出口３と流体連絡する入口１１と、圧入井１４と流体連絡するように形成される出口１２とを有する。圧入ユニット１０は圧縮機を具備しても良く、圧入ユニット１０の出口１２は、生産井８と流体連絡するように形成されても良い。動力プラント１は、１つより多くの排気ガス出口を有しても良く、更に熱交換器９を備える冷却システム５を有しても良い。その上、本発明のシステムの第１の実施の形態は、それを介して動力プラント１が、生産井８と追加的な流体連絡を有しても良い分離器７と；電気ヒーター１３と；それを介して排気ガス出口３が圧入ユニット１０と流体連絡する廃熱ボイラー１５と；それを介して排気ガス出口３が圧入ユニット１０と流体連絡する排気ガス清浄化ユニット１６と；それを介して排気ガス出口３が圧入ユニット１０と流体連絡するガス分離ユニット１７と；圧入ユニット１０の入口１１と流体連絡するように形成されたガスホルダー１８と；分配ユニット１９と；圧縮機であっても良い圧入ユニット２０と；それを介して動力プラント１が生産井８及び／又は分離器７と流体連絡するように形成されていて且つガス状混合物を準備するためのユニット２１（ここで、ユニット２１を「準備ユニット２１」と呼ぶ）と；水処理プラント２２と；ポンプ２３と；圧入井１４と流体連絡するように形成された出口２５を有するポンプ２４であって、廃熱ボイラー１５及び／又は熱交換器９と流体連絡するように形成されたポンプ２４と；分配ユニット２６と；電気ヒーター２７と；弁２８−７５と、を具備しても良い。ここで、「ウェル」という用語の使用に関して特別に注記する。ここでは、ウェルの限度の範囲内に設置されたウェルオペレーションのための手段（例えば、チュービングストリング等）について、ウェルの一部分であると考える（Korotayev Yu.P., Shirkovsky A.I. 「ガスの回収、輸送及び地下貯蔵」、Moscow: Nedra, 1984, p. 60; 「石油回収に関するハンドブック」Gimatudinov Sh.K.発行、Moscow: Nedra, 1974, p. 403参照）。従って、「ウェル」という用語は、所望のオペレーションモードにおけるその性能及びその機能を満たすためのウェルに必要なウェルオペレーションのための手段（ウェルの一部分として）を含む。
本発明のシステム（装置）の第１と第３の実施の形態において、分離されたガス状混合物（ガス状炭化水素を含む）は、生産井８から動力プラント１に入る。例えば、オイルウェルがガスアンカー（図示されない）を有するサッカーロッドポンプを装備する場合である。生産井８において分離されたガス状混合物（例えば、石油含有流体から分離されたガス）又はその一部分は、弁６９，６６が閉じていて、弁６３，６５，６７が開いている場合に、生産井８のアニュラー空間（例えば、チュービングストリングとケーシングとの間の空間）から動力プラント１に入る。これとは別に、分離されたガス状混合物の少なくとも一部分は、生産井８のチュービングストリングから動力プラント１に流入しても良い（弁６４，６５，６８は開）。例えば、チュービングストリングが、炭化水素貯留地層のガスキャップからガス状混合物を回収することにより、分離されたガス状混合物を生産するように形成される場合である。また、ガス状混合物は、分離器７内の炭化水素含有流体から分離されても良く、それの少なくとも一部分は追加的に、動力プラント１に入るように向けられても良い（弁５２，６９が開）。炭化水素含有流体は、もし炭化水素貯留地層が石油貯留地層である場合には、石油とガスと水を通常具備しており、ガスコンデンセート層から回収された炭化水素含有流体は通常は、ガスコンデンセートとガスと水を具備する。これとは別に、動力プラント１に入る前に、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分は、分離器７及び／又は生産井８から（弁６３−６９を使用して）準備ユニット２１内に向けられても良く、前記準備ユニット２１においてそれは動力プラント１における燃焼のために用意される。例えば、もし分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分が生産井８のアニュラー空間から準備ユニット２１に流入する場合には、弁６４，６５，６８，６９は閉じられて、弁６３，６６，６７は開けられる。硫黄含有物質、固体粒子、水分及び他の汚染物質は、準備ユニット２１において分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分から除去されて、動力プラント１における燃焼を目的とする混合物の成分からの求められる条件に従って、所望のレベルまでそれらの濃度を低減する。また、準備ユニット２１において、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分に含まれる作動物質は、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分内に作動物質の超過量が存在する場合に、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分から分離されても良い。分離された作動物質は圧入ユニット１０に向けられる（弁５９は開）。ガスホルダー（図示されない）が、準備ユニット２１の一部分として存在して、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分の連続的供給を確保しても良い。分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分は、準備ユニット２１から動力プラント１に向けられる。
分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分は、ガスエンジン４（それはガスタービンエンジン又はガスディーゼルエンジンのいずれかにより置換可能である）において燃焼される。動力プラント１における該燃焼から生じる排気ガスは、二酸化炭素及び窒素を具備する。二酸化炭素及び窒素を具備する混合物は、有効な作動物質であり、炭化水素貯留地層に作用する。動力プラント１の乾燥した排気ガス内の二酸化炭素及び窒素の濃度は、90％以上と多くても良い。作動物質（即ち、動力プラント１の排気ガスの少なくとも一部分）は、排気ガス出口３を介して圧入ユニット１０の入口１１に向けられており（弁７０，７２，７５が閉で、弁７１，７３，７４が開）、更に圧入ユニット１０から（出口１２を介して）作動物質は、圧力下で圧入井１４内へ供給される（弁３０，２９，３１，５４，５７が閉で、弁２８，３２，３３，５８，５３が開）。圧入井１４間での作動物質の分配は、分配ユニット１９において、弁４０−４７を使用して実施されても良い。これとは別に、排気ガスは、動力プラント１において生成された後に、弁７４が閉で弁７５が開の場合に、排気ガス出口３を介して廃熱ボイラー１５に向けられても良い（圧入ユニット１０の入口１１に達する前に）。動力プラント１の排気ガスの温度は約350−400℃であっても良い。排気ガスは、それらの熱エネルギを廃熱ボイラー１５の別の熱キャリアに伝達しながら冷却される。例えば、炭化水素貯留地層内に圧入されるべき水と作動物質（圧入ユニット１０を通過後）がその様な熱キャリアであっても良い。また、作動物質は、弁７１が閉で弁７０が開の場合に、排気ガス出口３を介して、あるいは例えば、廃熱ボイラー１５から（圧入ユニット１０の入口１１に達する前に）、排気ガス清浄化ユニット１６に向けられても良い。作動物質は、排気ガス清浄化ユニット１６において、腐食性物質（酸素、窒素酸化物及び他のもの）、固体粒子及び水を除去して所望のレベルまで低下させるために処理される。これとは別に、作動物質は、弁７３が閉で弁７２が開の場合に、排気ガス出口３を介して、あるいは例えば、排気ガス清浄化ユニット１６から（圧入ユニット１０の入口１１に達する前に）、ガス分離ユニット１７に向けられても良い。所望の組成への作動物質の処理は、ガス分離ユニット１７において、作動物質内の窒素濃度を減少することにより実施される。また作動物質の所望の組成への処理は、それに特定の構成要素を導入することにより実施されても良い。更に、作動物質は、弁６２が開の場合に、排気ガス出口３を介して、又は例えば、ガス分離ユニット１７から（圧入ユニット１０の入口１１に達する前に）、ガスホルダー１８に向けられても良い。それは、作動物質の超過量が圧入ユニット１０の入口１１に供給されることにより、実現されても良い。作動物質の一部分は、もし作動物質の不十分な量が圧入ユニット１０の入口１１に供給された場合には、ガスホルダー１８から圧入ユニット１０の入口１１に供給されても良い。また、作動物質（圧縮機を具備しても良い圧入ユニット１０を通過後）は、熱交換器９及び／又は廃熱ボイラー１５において加熱されても良い。例えば作動物質は、弁２８，３１，３２，３０が閉で弁２９，３３が開の場合に、廃熱ボイラー１５に向けられても良い（作動物質が圧入井１４内に圧入される前に）。これとは別に作動物質は電気ヒーター１３で加熱されても良い。作動物質は、弁５７，５３が閉で弁５８，５４が開の場合に、電気ヒーター１３に向けられても良い（作動物質が圧入井１４内に圧入される前に）。更に、作動物質は、作動物質が圧入井１４内に圧入される前に、圧入ユニット１０に向けられて（弁５８が閉で弁５７が開）、作動物質の圧力を増大しても良い。上記に加えて作動物質は、圧入ユニット１０を使用して、生産井８を介して地層に圧入されて、生産井８の付近の地層区域を処理しても良い（弁６３，６４，６７，６８，５２，３０，２９，３１，５４，５７が閉で弁２８，３２，３３，５８，５３が開の場合に）。作動物質はチュービングストリング又はウェルのアニュラー空間を使用して、ウェルを介して圧入されて、弁４４−５１により分配されても良い。
また、水は圧入井１４を介して地層に圧入されても良い。このために水処理プラント２２からの水はポンプ２４に流入される。水はポンプ２４により、圧入井１４に供給される（弁３６，３５，３７，６１，５６が閉で弁６０，５５，３４，３９，３８が開）。水は分配ユニット２６を介して、圧入井１４間において分配されても良い。必要ならば、水の温度は上昇されても良い。このために水は弁３４−３９を使用して、熱交換器９及び／又は廃熱ボイラー１５に向けられる。そして水は、地質学的・物理学的特性及び地層の開発段階に従って加熱される。例えば加熱されるべき水は、もし弁３４，３８，３７，３６が閉で弁３９，３５が開の場合に、廃熱ボイラー１５だけに向けられる。これとは別に水は電気ヒーター２７で加熱されても良い。水は弁５６，５５，６０，６１により電気ヒーター２７に向けられる。水は水が圧入井１４に圧入される前に、ポンプ２３に向けられて（弁６０が閉で弁６１が開）水の圧力を増大しても良い。水は作動物質と共に（例えば、圧入井において水と作動物質を混合する場合）、又は他方の後に一方の順で１つの圧入井又は複数のウェルに圧入されても良い。これとは別に、圧入井のあるグループが作動物質の圧入に使用されており、更に圧入井の別のグループが水の圧入に使用される。作動物質と水（それらは弁４０−４７を介して分配される）は、チュービングストリング又は圧入井のアニュラー空間を使用して、圧入井を介して圧入されても良い。
例：石油回収及び油田において実行される別の技術的プロセスを実現するために消費される電気エネルギ（ガス圧入を実現するために消費される電気エネルギを考慮しないで）は、生産された石油１ton当たり約163−192kWhに等しい。Aroutyunov A.I., Louzin V.I., Maximov V.P.等「炭化水素ガスの用途の新しい傾向」Ekonomika i organizatsiia promishlennogo proizvodstva, 1980, No. 10 (76), p. 67, p. 68, p. 70参照。ガスファクターは、120m3／tに等しく、ガス状混合物の50％は、生産井において石油含有流体から分離される。流体から分離されたガス状混合物は、動力プラント（単数又は複数の）において燃焼される。動力プラントは10の圧縮比を有するガスエンジンを具備する。ガスエンジンは発電機を駆動する。作動物質（単数又は複数の動力プラントの排気ガス）は、圧入井を介して地層に圧入される。作動物質の圧入実施に消費される電気エネルギは、生産された石油１ton当たり80kWhに等しい。作動物質の圧入の開始において、ガス状炭化水素は、生産された流体ガス状混合物から分離されたものの約100％を構成する。ガス状炭化水素の真発熱量（ガス状炭化水素分子の質量の75％は炭素である）は、ＱH−〜36x106 Joule／m3に等しい。ガス空気混合物の可燃性の上限及び下限（圧力が1Mpaに等しく、温度が20℃に等しい場合）は、それぞれ約23.5％と約4.49％である。Lewis B., Elbe G.、「ガスの燃焼、炎、及び爆発」Moscow: Mir, 1968, p. 575参照。作動物質の地層への圧入の開始において、300ｍ3／hのガス状混合物（それは120t／日の石油生産により確保される）を動力プラントに供給する場合に、使用者に対して動力プラントの発電機により与えられる有効な動力は、P−〜900kWであり、熱キャリア（例えば、水）に与えられる熱エネルギは、Q−〜1.29 x109 cal／hである。そこでは窒素及び二酸化炭素（動力プラントの排気ガスの成分として含まれる）は、動力プラントからVP−〜2556ｍ3／h（11％より多い二酸化炭素を含む）の量で吐出される。従って、作動物質の圧入の開始における与えられた条件により、1tonの石油が生産される場合に、約180kWhの電気エネルギが、動力プラント（そこでは流体ガス状混合物から分離されたものは、ガス状燃料として使用される）により発電されても良い。従って、石油回収及び油田において実行される別の技術的プロセスを実現するための特定のエネルギ消費（ここでは、「エネルギ」は外部の生産者から受け取られるエネルギである）は、回収された石油１ton当たり92kWh以下である。
10％の石油日産量の増加により、動力プラントへのガス状混合物の供給もまた、増加し（それは、石油生産の増加に相互関係しており、ガスファクターの増加により生じており、該ガスファクターの増加は、ガス状炭化水素を地層内に存在する石油含有流体から抽出するための作動物質の能力に従い実現される）、それは約800ｍ3／hになる（これはまた約400ｍ3／hのガス状炭化水素を含む）。従ってガス状混合物は、50％の不活性ガス（90％の窒素と、10％の二酸化炭素からなる）と、50％のガス状炭化水素（ガス状炭化水素の真発熱量は、ＱH−〜36x106 Joule／m3であり、そこではガス状炭化水素の分子質量の75％は炭素である）とを具備する。該組成を有するガス状混合物の該体積を動力プラントに供給する場合に、動力プラントの発電機により使用者へ与えられる有効動力は、P−〜1200kWであり、熱キャリア（例えば、水）に与えられる熱エネルギは、Q−〜1.72 x109 cal／hである。そこでは窒素及び二酸化炭素（動力プラントの排気ガスの成分として含まれる）は、動力プラントからVP−〜3808ｍ3／h（11％より多い二酸化炭素を含む）の量で吐出される。ガス空気混合物の可燃性の上限及び下限（圧力が1Mpaに等しく、温度が２０℃に等しい場合に）は、それぞれ約37.4％と約8.61％である（可燃性構成要素に関する限り、それぞれの値は、約18.7％と約4.05％である）。従って与えられた条件により、1tonの石油が生産される場合に、約218kWhの電気エネルギが、動力プラント（そこでは流体ガス状混合物から分離されたものは、ガス状燃料として使用される）により発電されても良い。従って、石油回収及び油田において実行される別の技術的プロセスを実現するための特定のエネルギ消費（ここでは、「エネルギ」は外部の生産者から受け取られるエネルギである）は、回収された石油１ton当たり54kWh以下である。
本発明のシステム（装置）の第２の実施の形態は、動力プラント１を具備しており、動力プラント１は排気ガス出口３を有しており、前記動力プラントは、ガス状燃料を空気と燃焼させることにより作動するように形成された内燃機関を具備する。前記内燃機関は、ガスエンジン、ガスタービンエンジン及びガスディーゼルエンジンからなるグループから選択されたものであっても良い（内燃機関は、圧入手段又は発電機又はポンプ又は圧縮機を駆動するように適用されても良い）。本発明のシステムの第４の実施の形態において、動力プラント１は、ガスエンジン又はガスタービンエンジン又はガスディーゼルエンジンを具備する。即ち、本発明のシステムの第２と第４の実施の形態において、動力プラント１は、ガスエンジン４（それはガスタービンエンジン又はガスディーゼルエンジンのいずれかにより置換可能である）と、発電機２（それはポンプ又は圧縮機のいずれかにより置換可能である）とを具備しても良く、発電機２のシャフトは、機械的駆動手段６（エンジンのシャフトと発電機のシャフトの機械的な接続を形成する任意の手段）を介して接続されており、更に本発明のシステムの第２と第４の実施の形態において分離器７と圧入ユニット１０が具備されており、動力プラント１は前記分離器７を介して生産井８と流体連絡するように形成されており、圧入ユニット１０は、排気ガス出口３と流体連絡する入口１１と、圧入井１４と流体連絡するように形成される出口１２とを有する。圧入ユニット１０は圧縮機を具備しても良く、圧入ユニット１０の出口１２は、生産井８と流体連絡するように形成されても良い。動力プラント１は、１つより多くの排気ガス出口と、熱交換器９を備える冷却システム５と、を有しても良く、更に生産井８との追加的な流体連絡を有しても良い。その上、本発明のシステムの第２の実施の形態は、それを介して排気ガス出口３が圧入ユニット１０と流体連絡する廃熱ボイラー１５と；電気ヒーター１３と；それを介して排気ガス出口３が圧入ユニット１０と流体連絡する排気ガス清浄化ユニット１６と；それを介して排気ガス出口３が圧入ユニット１０と流体連絡するガス分離ユニット１７と；圧入ユニット１０の入口１１と流体連絡するように形成されたガスホルダー１８と；分配ユニット１９と；圧縮機であっても良い圧入ユニット２０と；それを介して動力プラント１が生産井８及び／又は分離器７と流体連絡するように形成されていて且つガス状混合物を準備するためのユニット２１（ここで、ユニット２１を「準備ユニット２１」と呼ぶ）と；水処理プラント２２と；ポンプ２３と；圧入井１４と流体連絡するように形成された出口２５を有するポンプ２４であって、廃熱ボイラー１５及び／又は熱交換器９と流体連絡するように形成されたポンプ２４と；分配ユニット２６と；電気ヒーター２７と；弁２８−７５と、を具備しても良い。
本発明のシステム（装置）の第２と第４の実施の形態において、分離されたガス状混合物（ガス状炭化水素を含む）は、分離器７から動力プラント１に入る。例えば、流動するオイルウェルオペレーションが採用される場合、又は例えば、油井から石油を回収するためのサッカーロッドポンプ（図示されない）が使用される場合である。炭化水素含有流体は、炭化水素貯留地層から回収されており、生産井８から分離器７に向けられる（弁５２が開）。炭化水素含有流体は、もし炭化水素貯留地層が石油貯留地層である場合には、石油とガスと水を通常具備しており、ガスコンデンセート層から回収された炭化水素含有流体は通常は、ガスコンデンセートとガスと水を具備する。ガス状混合物は分離器７において炭化水素含有流体から分離される。更に分離されたガス状混合物の少なくとも一部分は、分離器７から動力プラント１に向けられる（弁６６が閉で弁５２，６９，６５が開）。分離器７から動力プラント１に入る分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分に加えて、生産井８の炭化水素含有流体から分離されたガス状混合物の少なくとも一部分は生産井８から動力プラント１に追加的に向けられても良い。例えば、アニュラー空間の圧力を低下する必要がある場合（弁６３，６７が開）、又は例えば、炭化水素貯留地層がガスキャップを有する石油貯留地層である時に、ガスキャップからガス状混合物を回収する場合である。これとは別に、動力プラント１に入る前に、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分は、分離器７及び／又は生産井８から（弁６３−６９を使用して）準備ユニット２１内に向けられても良く、前記準備ユニット２１においてそれは動力プラント１における燃焼のために用意される。例えば、もし分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分が分離器７から準備ユニット２１に流入する場合には、弁６３，６４，６５，６７，６８は閉じられて、弁６９，６６が開けられる。硫黄含有物質、固体粒子、水分及び他の汚染物質は、準備ユニット２１において分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分から除去されて、動力プラント１における燃焼を目的とする混合物の成分からの求められる条件に従って、所望のレベルまでそれらの濃度を低減する。また、準備ユニット２１において、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分に含まれる作動物質は、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分内に作動物質の超過量が存在する場合に、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分から分離されても良い。分離された作動物質は圧入ユニット１０に向けられる（弁５９は開）。ガスホルダー（図示されない）が、準備ユニット２１の一部分であって、分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分の連続的供給を確保しても良い。分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分は、準備ユニット２１から動力プラント１に向けられる。
分離されたガス状混合物の該少なくとも一部分は、ガスエンジン４（それはガスタービンエンジン又はガスディーゼルエンジンのいずれかにより置換可能である）において燃焼される。動力プラント１における燃焼から生じる排気ガスは、二酸化炭素及び窒素を具備する。二酸化炭素及び窒素を具備する混合物は、有効な作動物質であり、炭化水素貯留地層に作用する。動力プラント１の乾燥した排気ガス内の二酸化炭素及び窒素の濃度は、90％以上と多くても良い。作動物質（即ち、動力プラント１の排気ガスの少なくとも一部分）は、排気ガス出口３を介して圧入ユニット１０の入口１１に向けられており（弁７０，７２，７５が閉で、弁７１，７３，７４が開）、更に圧入ユニット１０から（出口１２を介して）作動物質は、圧力下で圧入井１４内へ供給される（弁３０，２９，３１，５４，５７が閉で、弁２８，３２，３３，５８，５３が開）。圧入井１４間での作動物質の分配は、分配ユニット１９において、弁４０−４７を使用して実施されても良い。これとは別に、排気ガスは、動力プラント１において生成された後に、弁７４が閉で弁７５が開の場合に、排気ガス出口３を介して廃熱ボイラー１５に向けられても良い（圧入ユニット１０の入口１１に達する前に）。動力プラント１の排気ガスの温度は約350−400℃であっても良い。排気ガスは、それらの熱エネルギを廃熱ボイラー１５の別の熱キャリアに伝達しながら冷却される。例えば、炭化水素貯留地層内に圧入されるべき水と作動物質（圧入ユニット１０を通過後）がその様な熱キャリアであっても良い。また、作動物質は、弁７１が閉で弁７０が開の場合に、排気ガス出口３を介して、あるいは例えば、廃熱ボイラー１５から（圧入ユニット１０の入口１１に達する前に）、排気ガス清浄化ユニット１６に向けられても良い。作動物質は、排気ガス清浄化ユニット１６において、腐食性物質（酸素、窒素、酸化物及び他のもの）、固体粒子及び水を除去して所望のレベルまで低下させるために処理される。これとは別に、作動物質は、弁７３が閉で弁７２が開の場合に、排気ガス出口３を介して、あるいは例えば、排気ガス清浄化ユニット１６から（圧入ユニット１０の入口１１に達する前に）、ガス分離ユニット１７に向けられても良い。所望の組成への作動物質の処理は、ガス分離ユニット１７において、作動物質内の窒素濃度を減少することにより実施される。また作動物質の所望の組成への処理は、それに特定の構成要素を導入することにより実施されても良い。更に、作動物質は、弁６２が開の場合に、排気ガス出口３を介して、又は例えば、ガス分離ユニット１７から（圧入ユニット１０の入口１１に達する前に）、ガスホルダー１８に向けられても良い。それは、作動物質の超過量が圧入ユニット１０の入口１１に供給されることにより、実現されても良い。作動物質の一部分は、もし作動物質の不十分な量が圧入ユニット１０の入口１１に供給された場合には、ガスホルダー１８から圧入ユニット１０の入口１１に供給されても良い。また、作動物質（圧入ユニット１０を通過後）は、熱交換器９及び／又は廃熱ボイラー１５において加熱されても良い。例えば作動物質は、弁２８，３１，３２，３０が閉で弁２９，３３が開の場合に、廃熱ボイラー１５に向けられても良い（作動物質が圧入井１４内に圧入される前に）。これとは別に作動物質は電気ヒーター１３で加熱されても良い。作動物質は、弁５７，５３が閉で弁５８，５４が開の場合に、電気ヒーター１３に向けられても良い（作動物質が圧入井１４内に圧入される前に）。更に、作動物質は、作動物質が圧入井１４内に圧入される前に、圧入ユニット１０に向けられて（弁５８が閉で弁５７が開）、作動物質の圧力を増大しても良い。上記に加えて作動物質は、圧入ユニット１０を使用して、生産井８を介して地層に圧入されて、生産井８の付近の地層区域を処理しても良い（このケースでは、弁６３，６４，６７，６８，５２，３０，２９，３１，５４，５７が閉で弁２８，３２，３３，５８，５３が開の場合である）。作動物質はチュービングストリング又はウェルのアニュラー空間を使用して、ウェルを介して圧入されて、弁４４−５１により分配されても良い。
また、水は圧入井１４を介して地層に圧入されても良い。このために水処理プラント２２からの水はポンプ２４に流入される。水はポンプ２４により、圧入井１４に供給される（弁３６，３５，３７，６１，５６が閉で弁６０，５５，３４，３９，３８が開）。水は分配ユニット２６を介して、圧入井１４間において分配されても良い。必要ならば、水の温度は上昇されても良い。このために水は弁３４−３９を使用して、熱交換器９及び／又は廃熱ボイラー１５に向けられる。そして水は、地質学的・物理学的特性及び地層の開発段階に従って加熱される。例えば加熱されるべき水は、もし弁３４，３８，３７，３６が閉で弁３９，３５が開の場合に、廃熱ボイラー１５だけに向けられる。これとは別に水は電気ヒーター２７で加熱されても良い。水は弁５６，５５，６０，６１により電気ヒーター２７に向けられる。水は水が圧入井１４に圧入される前に、ポンプ２３に向けられて（弁６０が閉で弁６１が開）水の圧力を増大しても良い。水は作動物質と共に（例えば、圧入井において水と作動物質を混合する場合）、又は他方の後に一方の順で１つの圧入井又は複数のウェルに圧入されても良い。これとは別に、圧入井のあるグループが作動物質の圧入に使用されており、更に圧入井の別のグループが水の圧入に使用される。作動物質と水（それらは弁４０−４７を介して分配される）は、チュービングストリング又は圧入井のアニュラー空間を使用して、圧入井を介して圧入されても良い。
例：石油回収及び油田において実行される別の技術的プロセスを実現するために消費される電気エネルギ（ガス圧入を実現するために消費される電気エネルギを考慮しないで）は、生産された石油１ton当たり約163−192kWhに等しい。Aroutyunov A.I., Louzin V.I., Maximov V.P.等「炭化水素ガスの用途の新しい傾向」Ekonomika i organizatsiia promishlennogo proizvodstva, 1980, No. 10 (76), p. 67, p. 68, p. 70参照。ガスファクターは、100m3／tに等しく、ガス状混合物の60％は、第１の分離段階において石油含有流体から分離される。流体から分離されたガス状混合物は、動力プラント（単数又は複数の）において燃焼される。動力プラントは10の圧縮比値を有するガスエンジンを具備する。ガスエンジンは発電機を駆動する。作動物質（単数又は複数の動力プラントの排気ガス）は、圧入井を介して地層に圧入される。作動物質の圧入実施に消費される電気エネルギは、生産された石油１ton当たり80kWhに等しい。作動物質の圧入の開始において、ガス状炭化水素は、生産された流体ガス状混合物から分離されたものの約100％を構成する。ガス状炭化水素の真発熱量（ガス状炭化水素分子の質量の75％は炭素である）は、ＱH−〜36x106 Joule／m3に等しい。ガス空気混合物の可燃性の上限及び下限（圧力が1Mpaに等しく、温度が20℃に等しい場合）は、それぞれ約23.5％と約4.49％である。Lewis B., Elbe G.、「ガスの燃焼、炎、及び爆発」Moscow: Mir, 1968, p. 575参照。作動物質の地層への圧入の開始において、300ｍ3／hのガス状混合物（それは120t／日の石油生産により確保される）を動力プラントに供給する場合に、使用者に対して動力プラントの発電機により与えられる有効な動力は、P−〜900kWであり、熱キャリア（例えば、水）に与えられる熱エネルギは、Q−〜1.29 x109 cal／hである。そこでは窒素及び二酸化炭素（動力プラントの排気ガスの成分として含まれる）は、動力プラントからVP−〜2556ｍ3／h（11％より多い二酸化炭素を含む）の量で吐出される。従って、作動物質の圧入の開始における与えられた条件により、1tonの石油が生産される場合に、約180kWhの電気エネルギが、動力プラント（そこでは流体ガス状混合物から分離されたものは、ガス状燃料として使用される）により発電されても良い。従って、石油回収及び油田において実行される別の技術的プロセスを実現するための特定のエネルギ消費（ここでは、「エネルギ」は外部の生産者から受け取られるエネルギである）は、回収された石油１ton当たり92kWh以下である。
10％の石油日産量の増加により、動力プラントへのガス状混合物の供給もまた、増加し（それは、石油生産の増加に相互関係しており、ガスファクターの増加により生じており、該ガスファクターの増加は、ガス状炭化水素を地層内に存在する石油含有流体から抽出するための作動物質の能力に従い実現される）、それは約800ｍ3／hになる（これはまた約400ｍ3／hのガス状炭化水素を含む）。従ってガス状混合物は、50％の不活性ガス（90％の窒素と、10％の二酸化炭素からなる）と、50％のガス状炭化水素（ガス状炭化水素の真発熱量は、ＱH−〜36x106 Joule／m3であり、そこではガス状炭化水素の分子質量の75％は炭素である）とを具備する。該組成を有するガス状混合物の該体積を動力プラントに供給する場合に、動力プラントの発電機により使用者へ与えられる有効動力は、P−〜1200kWであり、熱キャリア（例えば、水）に与えられる熱エネルギは、Q−〜1.72 x109 cal／hである。そこでは窒素及び二酸化炭素（動力プラントの排気ガスの成分として含まれる）は、動力プラントからVP−〜3808ｍ3／h（11％より多い二酸化炭素を含む）の量で吐出される。ガス空気混合物の可燃性の上限及び下限（圧力が1Mpaに等しく、温度が２０℃に等しい場合に）は、それぞれ約37.4％と約8.61％である（可燃性構成要素に関する限り、それぞれの値は、約18.7％と約4.05％である）。従って与えられた条件により、1tonの石油が生産される場合に、約218kWhの電気エネルギが、動力プラント（そこでは流体ガス状混合物から分離されたものは、ガス状燃料として使用される）により発電されても良い。従って、石油回収及び油田において実行される別の技術的プロセスを実現するための特定のエネルギ消費（ここでは、「エネルギ」は外部の生産者から受け取られるエネルギである）は、回収された石油１ton当たり54kWh以下である。
本発明のシステムが稼動している場合、及び作動物質が炭化水素貯留地層に圧入される場合に、地層から回収された液体炭化水素の体積は増大する。更に前記炭化水素含有流体から分離されたガス状混合物の体積は増大する。従ってこのことは、少なくとも一つの該生産井からの（本発明のシステムの第１と第３の実施の形態において）、又は分離器からの（本発明のシステムの第２と第４の実施の形態において）、動力プラントへの分離されたガス状混合物の供給を増加可能にする。
このことは、動力プラントにより生成されるエネルギ量（例えば、a）電気エネルギ、又はb)電気エネルギと熱エネルギ）と、生成される作動物質の量とを増大する可能性を提供する。分離されたガス状混合物の生産の増加（従って、動力プラントにより生成されるエネルギ量の増加、及び生成される作動物質の量の増加）は、液体炭化水素回収における増加だけに対応するのではなく、即ち分離されたガス状混合物の生産の増加は、液体炭化水素回収における増加に比例するだけではなく、それはまた、地層の石油含有流体が作動物質により作用される場合に、ガス状炭化水素が地層に存在する石油含有流体から抽出されるので、ガスファクターの増加により調整される。これとの関連において、液体炭化水素回収における増加及び動力プラントにより生成されたエネルギ（及び作動物質）の同時の増加が実現される。そこでは、エネルギ（及び作動物質）生産の増加が、石油回収の増加に比べてより強（高）くなる。これと共に、地層への作動物質の圧入プロセスにおいて、分離されたガス状混合物内の窒素及び二酸化炭素の濃度もまた、生産井に流入する作動物質により上昇する。更に、分離されたガス状混合物の品質は、窒素及び二酸化炭素の存在により低下し、更に分離されたガス状混合物の生成能力は低下する。例えば、Budafa油田ブロックにおいて、約80％の二酸化炭素と、水とを具備するガスを他方の後に一方を圧入する場合に、15ヶ月の圧入の後に、石油含有流体ガスから分離されたものは、約60％の二酸化炭素を具備していた。Balint V., Ban A., Doleshal Sh., 等、「石油回収における二酸化炭素の使用」、Moscow: Nedra, 1977, p. 223, p. 224参照。前に述べたように、炭化水素ガスにおける二酸化炭素濃度（Schedel R.L.は彼の文献において、「関連ガス」という用語を使用している）は、6ヶ月間の二酸化炭素の圧入の後に、90％のレベルまで増加可能である。これにより、例えば石油貯留地層への二酸化炭素の圧入時に、80−90％までの二酸化炭素を具備する、炭化水素ガスの通常の量（炭化水素ガスの通常量とは、圧入プロセスの開始の前の炭化水素ガスの量である）の5−10倍を処理することが必要になる。Schedel R.L.「EOR + CO2＝A gas processing challenge」、Oil and Gas Journal, 1982, Vol. 80, N 43, Oct. 25, p. 158、参照。窒素は炭化水素含有流体において二酸化炭素に比べてより低いレベルの溶解度を有することを思い起こすと、上記の記述は、地層に窒素と二酸化炭素混合物を圧入する場合に真実である。
従って、炭化水素貯留地層への窒素及び二酸化炭素の圧入は、ガスファクターのかなりの増大（地層に存在する炭化水素含有流体からのガス状炭化水素の抽出による生産されたガス状炭化水素の量の増加を含む）に分離不可能に繋がっており、それ（ガスファクターの増大）は、生産された流体から分離されたガス状混合物における窒素及び二酸化炭素濃度の顕著な増加と共に発生する。従って分離されたガス状混合物の品質は、それの生成能力と共に低下する。炭化水素構成要素及びかなりの量の不活性ガス（例えば、窒素及び二酸化炭素等）を具備する分離されたガス状混合物の効果的な燃焼は、ガスエンジン又はガスタービンエンジン又はガスディーゼルエンジンにおいて実現される。これらのエンジンの任意のものは該燃焼の前に、可燃性で加圧されたガス空気混合物を生成するように形成される。このことは、ガス空気混合物の可燃性限界を拡げることを可能にし、従って炭化水素構成要素と窒素及び二酸化炭素の顕著な量を具備する、分離されたガス状混合物の燃焼を確保可能にする。従って、分離されたガス状混合物の燃焼中に放出された熱エネルギと、ガス空気混合物の圧縮のために（または、分離されたガス状混合物及び酸化剤として使用されるべき空気の圧縮のため）消費されるエネルギは、機械エネルギ（機械エネルギは、発電機により電気エネルギに変換される）に変換される（正確には、エネルギの既知の部分が変換される）。例えば、50％のメタンと50％の不活性ガス（該不活性ガスは90％の窒素及び10％の二酸化炭素を含む）からなる混合物が、大気空気と燃焼させられた場合に、該混合物と空気を具備するガス空気混合物の可燃性の上限及び下限（圧力が1Mpaに等しく、温度が20℃に等しい場合に）は、それぞれ37.4％と8.61％である（可燃性構成要素に関する限り、それぞれの値は、18.7％と4.05％である）。即ち、該混合物の燃焼は、10の圧縮比の値を有するガスエンジンにおいて実現されても良い。同じ結果が、10％のメタン及び90％の不活性ガス（該不活性ガスは90％の窒素及び10％の二酸化炭素を含む）からなる混合物が、大気空気と燃焼させられた場合に、達成されても良く、該混合物と空気を具備するガス空気混合物の可燃性の上限及び下限（圧力が1Mpaに等しく、温度が20℃に等しい場合に）は、それぞれ74.9％と32.03％である（可燃性構成要素に関する限り、それぞれの値は、7.49％と3.203％である）。計算は、以下の作業からのデータを使用して実施された。Lewis B., Elbe G.、「ガスの燃焼、炎、及び爆発」Moscow: Mir, 1968, p. 575、Isserlin A.S.「ガス状燃料燃焼の基礎」、Moscow: Nedra, 1987, p. 69-71参照。
動力プラントにより生成されたエネルギは、油田用装置に供給するように使用されて、それは圧入される水及び作動物質の加熱のために使用されても良く、更に動力プラントにより発電される電気エネルギは、電気ネットワーク内に生成されても良い。従って、液体炭化水素の回収における増加及び生成されたエネルギ（及び作動物質）の同時の増加が達成される。そこでは、エネルギ（及び作動物質）生成の増加が、液体炭化水素の回収における増加に比べてより強（高）くなる。従って、与えられた特性により、炭化水素貯留地層から炭化水素を生産するための特定のエネルギ消費（ここでは、「エネルギ」は外部生産者から受け取るエネルギである）の減少が実現される。例えば、石油貯留地層から、又はガスキャップを有する石油貯留地層から、又は例えば、ガスコンデンセート層から、又は天然ガスがウェットガスである天然ガス層からである。
また本発明は、二酸化炭素が、大気に放出される代わりに、地層に圧入されることにより、炭化水素貯留地層からの環境的により安全な炭化水素生産プロセスを提供する。
Claims (42)
- 炭化水素貯留地層からの炭化水素の回収のための方法において、
少なくとも一つの生産井を介して前記地層から炭化水素含有流体が回収されており；
前記流体のガス状構成要素が前記流体から分離されており；
前記ガス状構成要素の少なくとも一部分が、動力プラントにおいて、酸化剤と共に燃焼されており、該燃焼から生じる排気ガスは前記動力プラントから吐出されており；
前記排気ガスの少なくとも一部分を具備するガスは、少なくとも１つの圧入井を介して前記地層に圧入されており；
該酸化剤として使用されるべき空気及び前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分は混合されており、該混合から生じるガス空気混合物は、圧縮されて、該燃焼の前に可燃性で加圧されたガス空気混合物を生成することを特徴とする方法。 - エネルギは前記動力プラントにおいて生成されており、そこでは前記エネルギは機械エネルギ、電気エネルギ及び熱エネルギからなるグループから選択されたものの少なくとも１つであることを特徴とする請求項１に記載の方法。
- 前記排気ガスは二酸化炭素及び窒素を具備することを特徴とする請求項１に記載の方法。
- 前記排気ガスの少なくとも一部分を具備する該ガスは、前記排気ガスの少なくとも一部分を具備する該ガスが該圧入井を介して前記地層に圧入される前に、水分又は腐食性物質又は両者の除去のために処理されることを特徴とする請求項１に記載の方法。
- 前記排気ガスの一部分は、該空気に、又は前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分に、又は両者に対して、該空気及び前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分の混合前に、追加されることを特徴とする請求項１に記載の方法。
- 前記排気ガスの一部分は、該燃焼の前に、前記ガス空気混合物に追加されることを特徴とする請求項１に記載の方法。
- 該可燃性で加圧されたガス空気混合物の圧力は少なくとも約１Mpaであることを特徴とする請求項１に記載の方法。
- 前記ガス空気混合物又は前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分は、該圧縮の前に加熱されることを特徴とする請求項１に記載の方法。
- 前記ガス空気混合物に含まれる該空気と、前記ガス空気混合物に含まれる前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分との間の比は保持され、従って前記ガス空気混合物は、
前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分の燃焼可能な構成要素を酸化するために必要である空気量以下の該空気を具備することを特徴とする請求項１に記載の方法。 - 重炭化水素は、該混合の前に前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分から除去されることを特徴とする請求項１に記載の方法。
- 前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分は、該混合前に、水分又は腐食性物質又は両者の除去のために処理されることを特徴とする請求項１に記載の方法。
- 炭化水素貯留地層からの炭化水素の回収のための方法において、
少なくとも一つの生産井を介して前記地層から炭化水素含有流体が回収されており；
前記流体のガス状構成要素が前記流体から分離されており；
前記ガス状構成要素の少なくとも一部分が、動力プラントにおいて、酸化剤と共に燃焼されており、該燃焼から生じる排気ガスは前記動力プラントから吐出されており：
前記排気ガスの少なくとも一部分を具備するガスは、少なくとも１つの圧入井を介して前記地層に圧入されており；
該酸化剤として使用されるべき空気及び前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分は、圧縮されて、その後混合されて、該燃焼の前に可燃性で加圧されたガス空気混合物を生成することを特徴とする方法。 - エネルギは前記動力プラントにおいて生成されており、そこでは前記エネルギは機械エネルギ、電気エネルギ及び熱エネルギからなるグループから選択されたものの少なくとも１つであることを特徴とする請求項１２に記載の方法。
- 前記排気ガスは二酸化炭素及び窒素を具備することを特徴とする請求項１２に記載の方法。
- 前記排気ガスの少なくとも一部分を具備する該ガスは、前記排気ガスの少なくとも一部分を具備する該ガスが該圧入井を介して前記地層に圧入される前に、水分又は腐食性物質又は両者の除去のために処理されることを特徴とする請求項１２に記載の方法。
- 前記排気ガスの一部分は、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分に、又は該可燃性で加圧されたガス空気混合物、又は両者に対して、該燃焼前に追加されることを特徴とする請求項１２に記載の方法。
- 該可燃性で加圧されたガス空気混合物の圧力は少なくとも約１Mpaであることを特徴とする請求項１２に記載の方法。
- 該可燃性で加圧されたガス空気混合物に含まれる該空気と、該可燃性で加圧されたガス空気混合物に含まれる前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分との間の比は保持され、従って該可燃性で加圧されたガス空気混合物は、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分の燃焼可能な構成要素を酸化するために必要である空気量以下の該空気を具備することを特徴とする請求項１２に記載の方法。
- 重炭化水素は、該混合の前に前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分から除去されることを特徴とする請求項１２に記載の方法。
- 前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分は、該圧縮の前に、水分又は腐食性物質又は両者の除去のために処理されることを特徴とする請求項１２に記載の方法。
- 少なくとも一つの圧入井により貫通される炭化水素貯留地層へのガス圧入により、及び炭化水素含有流体のガス状構成要素を前記流体から分離するための手段を含む少なくとも一つの生産井により、炭化水素を回収するための装置において、この装置は、
酸化剤により前記ガス状構成要素の少なくとも一部分を燃焼するように形成されていて且つ該燃焼により生じた排気ガスを吐出するように形成される、デバイスを具備する動力プラントと；
前記排気ガスの少なくとも一部分を具備するガスを、該圧入井を介して前記地層に圧入するための手段と；を具備しており、更に
該デバイスは、空気と前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分を具備する可燃性で加圧されたガス空気混合物を生成するように形成された内燃機関であり、それにより該デバイスは、該空気を該酸化剤として使用可能に形成され、更にガス状燃料を空気により燃焼することにより作動するように形成された、該機関のための前記ガス状燃料として、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分を使用可能に形成されることを特徴とする装置。 - 該装置は、ポンプ、発電機、及び圧縮機からなるグループから選択された別のデバイスを更に具備しており、該内燃機関は、前記選択された別のデバイスを駆動するように構成されることを特徴とする請求項２１に記載の装置。
- ガスを圧入するための該手段は、該内燃機関により駆動されるように形成される圧縮機を具備することを特徴とする請求項２１に記載の装置。
- 該内燃機関は、ガスエンジンと、ガスタービンエンジンと、ガスディーゼルエンジンからなるグループから選択されたものであることを特徴とする請求項２１に記載の装置。
- 前記排気ガスの一部分を、前記ガス空気混合物に、又は前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分に、又は両者に対して加えるための手段を更に具備することを特徴とする請求項２１に記載の装置。
- 重炭化水素を除去するための手段を更に具備することを特徴とする請求項２１に記載の装置。
- 前記ガス空気混合物、又は前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分、又は両者を加熱するための手段を更に具備することを特徴とする請求項２１に記載の装置。
- 前記排気ガスの熱を利用するための廃熱ボイラーを更に具備することを特徴とする請求項２１に記載の装置。
- 水分、又は腐食性物質、又は両者に対して、前記排気ガスを清浄化するための手段を更に具備することを特徴とする請求項２１に記載の装置。
- 少なくとも一つの圧入井により貫通される炭化水素貯留地層へのガス圧入により、及び分離器と流体連絡する少なくとも一つの生産井により、炭化水素を回収するための装置において、該分離器が炭化水素含有流体のガス状構成要素を前記流体から分離するように形成される、該装置は、
酸化剤により前記ガス状構成要素の少なくとも一部分を燃焼する用に形成されていて且つ該燃焼により生じた排気ガスを吐出するように形成される、デバイスを具備する動力プラントと；
前記排気ガスの少なくとも一部分を具備するガスを、該圧入井を介して前記地層に圧入するための手段と；を具備しており、更に
該デバイスは、空気と前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分を具備する可燃性で加圧されたガス空気混合物を生成するように形成された内燃機関であり、それにより該デバイスは、該空気を該酸化剤として使用可能に形成され、更にガス状燃料を空気により燃焼することにより作動するように形成された、該機関のための前記ガス状燃料として、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分を使用可能に形成されることを特徴とする装置。 - 該装置は、ポンプ、発電機、及び圧縮機からなるグループから選択された別のデバイスを更に具備しており、該内燃機関は、前記選択された別のデバイスを駆動するように構成されることを特徴とする請求項３０に記載の装置。
- ガスを圧入するための該手段は、該内燃機関により駆動されるように形成される圧縮機を具備することを特徴とする請求項３０に記載の装置。
- 該内燃機関は、ガスエンジンと、ガスタービンエンジンと、ガスディーゼルエンジンからなるグループから選択されたものであることを特徴とする請求項３０に記載の装置。
- 前記排気ガスの一部分を前記ガス空気混合物に、又は前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分に、又は両者に対して加えるための手段を更に具備することを特徴とする請求項３０に記載の装置。
- 重炭化水素を除去するための手段を更に具備することを特徴とする請求項３０に記載の装置。
- 前記ガス空気混合物、又は前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分、又は両者を加熱するための手段を更に具備することを特徴とする請求項３０に記載の装置。
- 前記排気ガスの熱を利用するための廃熱ボイラーを更に具備することを特徴とする請求項３０に記載の装置。
- 水分、又は腐食性物質、又は両者に対して、前記排気ガスを清浄化するための手段を更に具備することを特徴とする請求項３０に記載の装置。
- 少なくとも一つの圧入井により貫通される炭化水素貯留地層へのガス圧入により、及び炭化水素含有流体のガス状構成要素を前記流体から分離するための手段を含む少なくとも一つの生産井により、炭化水素を回収するための装置において、この装置は、
酸化剤により前記ガス状構成要素の少なくとも一部分を燃焼するように形成されていて且つ該燃焼により生じた排気ガスを吐出するように形成される、デバイスを具備する動力プラントと；
前記排気ガスの少なくとも一部分を具備するガスを、該圧入井を介して前記地層に圧入するための手段と；を具備しており、更に
該デバイスは、ガスエンジンと、ガスタービンエンジンと、ガスディーゼルエンジンとからなるグループから選択されたエンジンであり、該選択されたエンジンは、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分をガス状燃料として使用するように形成されることを特徴とする装置。 - 該選択されたエンジンは、該酸化剤として使用される空気と、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分とを具備する可燃性で加圧されたガス空気混合物を生成するように形成されることを特徴とする請求項３９に記載の装置。
- 少なくとも一つの圧入井により貫通される炭化水素貯留地層へのガス圧入により、及び分離器と流体連絡する少なくとも一つの生産井により、炭化水素を回収するための装置において、該分離器が炭化水素含有流体のガス状構成要素を前記流体から分離するように形成される、該装置は、
酸化剤により前記ガス状構成要素の少なくとも一部分を燃焼するように形成されていて且つ該燃焼により生じた排気ガスを吐出するように形成される、デバイスを具備する動力プラントと；
前記排気ガスの少なくとも一部分を具備するガスを、該圧入井を介して前記地層に圧入するための手段と；を具備しており、更に
該デバイスは、ガスエンジンと、ガスタービンエンジンと、ガスディーゼルエンジンとからなるグループから選択されたエンジンであり、該選択されたエンジンは、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分をガス状燃料として使用するように形成されることを特徴とする装置。 - 該選択されたエンジンは、該酸化剤として使用される空気と、前記ガス状構成要素の該少なくとも一部分とを具備する可燃性で加圧されたガス空気混合物を生成するように形成されることを特徴とする請求項４１に記載の装置。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001106911A RU2181159C1 (ru) | 2001-03-15 | 2001-03-15 | Комплекс для разработки залежей углеводородного сырья (варианты) |
| RU2001127126A RU2187626C1 (ru) | 2001-10-08 | 2001-10-08 | Способ разработки залежи углеводородного сырья (варианты) |
| PCT/RU2002/000005 WO2002075112A1 (fr) | 2001-03-15 | 2002-01-14 | Procede de mise en valeur de reserves d'hydrocarbures (et variantes) et complexe destine a sa mise en oeuvre (et variantes) |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2004522015A JP2004522015A (ja) | 2004-07-22 |
| JP4050620B2 true JP4050620B2 (ja) | 2008-02-20 |
Family
ID=26654077
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2002574487A Expired - Fee Related JP4050620B2 (ja) | 2001-03-15 | 2002-01-14 | 炭化水素貯留地層からの炭化水素の回収方法及びそれを実施するための装置 |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7299868B2 (ja) |
| EP (1) | EP1378627B1 (ja) |
| JP (1) | JP4050620B2 (ja) |
| AT (1) | ATE399928T1 (ja) |
| AU (1) | AU2002233849B2 (ja) |
| CA (1) | CA2441272C (ja) |
| DE (1) | DE60227355D1 (ja) |
| NO (1) | NO328999B1 (ja) |
| WO (1) | WO2002075112A1 (ja) |
Families Citing this family (109)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2505449C (en) * | 2005-04-27 | 2007-03-13 | Steve Kresnyak | Flue gas injection for heavy oil recovery |
| US20060283590A1 (en) * | 2005-06-20 | 2006-12-21 | Leendert Poldervaart | Enhanced floating power generation system |
| CN1298804C (zh) * | 2005-10-18 | 2007-02-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 疏水型水膨体调驱剂 |
| US7809538B2 (en) | 2006-01-13 | 2010-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real time monitoring and control of thermal recovery operations for heavy oil reservoirs |
| US7654320B2 (en) * | 2006-04-07 | 2010-02-02 | Occidental Energy Ventures Corp. | System and method for processing a mixture of hydrocarbon and CO2 gas produced from a hydrocarbon reservoir |
| US7770643B2 (en) | 2006-10-10 | 2010-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrocarbon recovery using fluids |
| US7832482B2 (en) | 2006-10-10 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Producing resources using steam injection |
| WO2008097666A1 (en) * | 2007-02-10 | 2008-08-14 | Vast Power Portfolio, Llc | Hot fluid recovery of heavy oil with steam and carbon dioxide |
| US20100000221A1 (en) * | 2007-04-30 | 2010-01-07 | Pfefferle William C | Method for producing fuel and power from a methane hydrate bed using a gas turbine engine |
| US7909094B2 (en) * | 2007-07-06 | 2011-03-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oscillating fluid flow in a wellbore |
| EP2058471A1 (en) * | 2007-11-06 | 2009-05-13 | Bp Exploration Operating Company Limited | Method of injecting carbon dioxide |
| US8627886B2 (en) * | 2007-12-19 | 2014-01-14 | Orion Projects Inc. | Systems and methods for low emission hydrocarbon recovery |
| WO2009086407A2 (en) | 2007-12-28 | 2009-07-09 | Greatpoint Energy, Inc. | Steam generating slurry gasifier for the catalytic gasification of a carbonaceous feedstock |
| US7703528B2 (en) * | 2008-01-15 | 2010-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reducing CO2 emissions from oilfield diesel engines |
| US8652222B2 (en) | 2008-02-29 | 2014-02-18 | Greatpoint Energy, Inc. | Biomass compositions for catalytic gasification |
| WO2009120779A2 (en) * | 2008-03-28 | 2009-10-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
| CA2718803C (en) | 2008-03-28 | 2016-07-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
| US8232438B2 (en) * | 2008-08-25 | 2012-07-31 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and system for jointly producing and processing hydrocarbons from natural gas hydrate and conventional hydrocarbon reservoirs |
| PL2344738T3 (pl) | 2008-10-14 | 2019-09-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Sposób i układ do sterowania produktami spalania |
| EP2370549A1 (en) | 2008-12-30 | 2011-10-05 | Greatpoint Energy, Inc. | Processes for preparing a catalyzed coal particulate |
| US8734547B2 (en) | 2008-12-30 | 2014-05-27 | Greatpoint Energy, Inc. | Processes for preparing a catalyzed carbonaceous particulate |
| EA025821B1 (ru) | 2009-06-05 | 2017-02-28 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Топочная система и способы ее применения |
| US9410409B1 (en) | 2009-08-11 | 2016-08-09 | EOR Technology LLC | Thermal vapor stream apparatus and method |
| US20110036095A1 (en) * | 2009-08-11 | 2011-02-17 | Zero-Co2 Llc | Thermal vapor stream apparatus and method |
| CN102667057B (zh) | 2009-10-19 | 2014-10-22 | 格雷特波因特能源公司 | 整合的强化采油方法 |
| CA2773845C (en) | 2009-10-19 | 2014-06-03 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated enhanced oil recovery process |
| EA023673B1 (ru) | 2009-11-12 | 2016-06-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Система и способ для низкоэмиссионного производства электроэнергии и извлечения углеводородов |
| US8733459B2 (en) | 2009-12-17 | 2014-05-27 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated enhanced oil recovery process |
| US20110146978A1 (en) * | 2009-12-17 | 2011-06-23 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated enhanced oil recovery process |
| WO2011106285A1 (en) | 2010-02-23 | 2011-09-01 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated hydromethanation fuel cell power generation |
| US8652696B2 (en) | 2010-03-08 | 2014-02-18 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated hydromethanation fuel cell power generation |
| AU2011258204B2 (en) | 2010-05-28 | 2013-11-07 | Greatpoint Energy, Inc. | Conversion of liquid heavy hydrocarbon feedstocks to gaseous products |
| US9903316B2 (en) | 2010-07-02 | 2018-02-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation |
| SG186156A1 (en) | 2010-07-02 | 2013-01-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Stoichiometric combustion with exhaust gas recirculation and direct contact cooler |
| CN105863844B (zh) | 2010-07-02 | 2017-11-14 | 埃克森美孚上游研究公司 | 低排放动力产生系统和方法 |
| CA2801488C (en) | 2010-07-02 | 2018-11-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission triple-cycle power generation systems and methods |
| MY156099A (en) | 2010-07-02 | 2016-01-15 | Exxonmobil Upstream Res Co | Systems and methods for controlling combustion of a fuel |
| CN103069130B (zh) | 2010-08-06 | 2016-02-24 | 埃克森美孚上游研究公司 | 优化化学计量燃烧的系统和方法 |
| US9399950B2 (en) | 2010-08-06 | 2016-07-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for exhaust gas extraction |
| JP6124795B2 (ja) | 2010-11-01 | 2017-05-10 | グレイトポイント・エナジー・インコーポレイテッド | 炭素質フィードストックの水添メタン化 |
| TWI563165B (en) | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Power generation system and method for generating power |
| TWI564474B (zh) | 2011-03-22 | 2017-01-01 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 於渦輪系統中控制化學計量燃燒的整合系統和使用彼之產生動力的方法 |
| TWI563166B (en) | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Integrated generation systems and methods for generating power |
| TWI593872B (zh) | 2011-03-22 | 2017-08-01 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 整合系統及產生動力之方法 |
| US20130233212A1 (en) * | 2011-03-31 | 2013-09-12 | Shinya Hamasaki | Burner, reaction furnace such as gasification furnace including the burner, and power plant including the reaction furnace |
| CN103582693A (zh) | 2011-06-03 | 2014-02-12 | 格雷特波因特能源公司 | 碳质原料的加氢甲烷化 |
| US20110272166A1 (en) * | 2011-06-09 | 2011-11-10 | Robert Daniel Hunt | Separation Under Pressure of Methane from Hot Brine Useful for Geothermal Power |
| WO2013052553A1 (en) | 2011-10-06 | 2013-04-11 | Greatpoint Energy, Inc. | Hydromethanation of a carbonaceous feedstock |
| WO2013074875A2 (en) * | 2011-11-16 | 2013-05-23 | Saudi Arabian Oil Company | System and method for generating power and enhanced oil recovery |
| US9810050B2 (en) * | 2011-12-20 | 2017-11-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced coal-bed methane production |
| US9353682B2 (en) | 2012-04-12 | 2016-05-31 | General Electric Company | Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation |
| US10273880B2 (en) | 2012-04-26 | 2019-04-30 | General Electric Company | System and method of recirculating exhaust gas for use in a plurality of flow paths in a gas turbine engine |
| US9784185B2 (en) | 2012-04-26 | 2017-10-10 | General Electric Company | System and method for cooling a gas turbine with an exhaust gas provided by the gas turbine |
| KR101728183B1 (ko) * | 2012-07-06 | 2017-04-18 | 한국전자통신연구원 | 수리 모형을 사용한 실시간 수질 예측 장치 및 방법 |
| KR101534461B1 (ko) | 2012-10-01 | 2015-07-06 | 그레이트포인트 에너지, 인크. | 응집된 미립자 저등급 석탄 공급원료 및 그의 용도 |
| WO2014055349A1 (en) | 2012-10-01 | 2014-04-10 | Greatpoint Energy, Inc. | Agglomerated particulate low-rank coal feedstock and uses thereof |
| US9273260B2 (en) | 2012-10-01 | 2016-03-01 | Greatpoint Energy, Inc. | Agglomerated particulate low-rank coal feedstock and uses thereof |
| WO2014055365A1 (en) | 2012-10-01 | 2014-04-10 | Greatpoint Energy, Inc. | Use of contaminated low-rank coal for combustion |
| US9803865B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-10-31 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
| US10107495B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-10-23 | General Electric Company | Gas turbine combustor control system for stoichiometric combustion in the presence of a diluent |
| US10100741B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-10-16 | General Electric Company | System and method for diffusion combustion with oxidant-diluent mixing in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
| US9599070B2 (en) | 2012-11-02 | 2017-03-21 | General Electric Company | System and method for oxidant compression in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
| US9708977B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-07-18 | General Electric Company | System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation |
| US9574496B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-02-21 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
| US9869279B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-01-16 | General Electric Company | System and method for a multi-wall turbine combustor |
| US10215412B2 (en) | 2012-11-02 | 2019-02-26 | General Electric Company | System and method for load control with diffusion combustion in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
| US9631815B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-04-25 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
| US9611756B2 (en) | 2012-11-02 | 2017-04-04 | General Electric Company | System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
| US10208677B2 (en) | 2012-12-31 | 2019-02-19 | General Electric Company | Gas turbine load control system |
| US9581081B2 (en) | 2013-01-13 | 2017-02-28 | General Electric Company | System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
| US9512759B2 (en) | 2013-02-06 | 2016-12-06 | General Electric Company | System and method for catalyst heat utilization for gas turbine with exhaust gas recirculation |
| US9938861B2 (en) | 2013-02-21 | 2018-04-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fuel combusting method |
| TW201502356A (zh) | 2013-02-21 | 2015-01-16 | Exxonmobil Upstream Res Co | 氣渦輪機排氣中氧之減少 |
| WO2014133406A1 (en) | 2013-02-28 | 2014-09-04 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
| US20140250945A1 (en) | 2013-03-08 | 2014-09-11 | Richard A. Huntington | Carbon Dioxide Recovery |
| TW201500635A (zh) | 2013-03-08 | 2015-01-01 | Exxonmobil Upstream Res Co | 處理廢氣以供用於提高油回收 |
| WO2014137648A1 (en) * | 2013-03-08 | 2014-09-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Power generation and methane recovery from methane hydrates |
| US9618261B2 (en) | 2013-03-08 | 2017-04-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Power generation and LNG production |
| US9617914B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-04-11 | General Electric Company | Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation |
| US9835089B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-12-05 | General Electric Company | System and method for a fuel nozzle |
| TWI654368B (zh) | 2013-06-28 | 2019-03-21 | 美商艾克頌美孚上游研究公司 | 用於控制在廢氣再循環氣渦輪機系統中的廢氣流之系統、方法與媒體 |
| US9631542B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-04-25 | General Electric Company | System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines |
| US9587510B2 (en) | 2013-07-30 | 2017-03-07 | General Electric Company | System and method for a gas turbine engine sensor |
| US9903588B2 (en) | 2013-07-30 | 2018-02-27 | General Electric Company | System and method for barrier in passage of combustor of gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
| US9951658B2 (en) | 2013-07-31 | 2018-04-24 | General Electric Company | System and method for an oxidant heating system |
| US10030588B2 (en) | 2013-12-04 | 2018-07-24 | General Electric Company | Gas turbine combustor diagnostic system and method |
| US9752458B2 (en) | 2013-12-04 | 2017-09-05 | General Electric Company | System and method for a gas turbine engine |
| US10227920B2 (en) | 2014-01-15 | 2019-03-12 | General Electric Company | Gas turbine oxidant separation system |
| US9915200B2 (en) | 2014-01-21 | 2018-03-13 | General Electric Company | System and method for controlling the combustion process in a gas turbine operating with exhaust gas recirculation |
| US9863267B2 (en) | 2014-01-21 | 2018-01-09 | General Electric Company | System and method of control for a gas turbine engine |
| US10079564B2 (en) | 2014-01-27 | 2018-09-18 | General Electric Company | System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
| US10047633B2 (en) | 2014-05-16 | 2018-08-14 | General Electric Company | Bearing housing |
| US10060359B2 (en) | 2014-06-30 | 2018-08-28 | General Electric Company | Method and system for combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation |
| US9885290B2 (en) | 2014-06-30 | 2018-02-06 | General Electric Company | Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system |
| US10655542B2 (en) | 2014-06-30 | 2020-05-19 | General Electric Company | Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation |
| US9869247B2 (en) | 2014-12-31 | 2018-01-16 | General Electric Company | Systems and methods of estimating a combustion equivalence ratio in a gas turbine with exhaust gas recirculation |
| US9819292B2 (en) | 2014-12-31 | 2017-11-14 | General Electric Company | Systems and methods to respond to grid overfrequency events for a stoichiometric exhaust recirculation gas turbine |
| US10788212B2 (en) | 2015-01-12 | 2020-09-29 | General Electric Company | System and method for an oxidant passageway in a gas turbine system with exhaust gas recirculation |
| US10316746B2 (en) | 2015-02-04 | 2019-06-11 | General Electric Company | Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction |
| US10253690B2 (en) | 2015-02-04 | 2019-04-09 | General Electric Company | Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction |
| US10094566B2 (en) | 2015-02-04 | 2018-10-09 | General Electric Company | Systems and methods for high volumetric oxidant flow in gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
| US10267270B2 (en) | 2015-02-06 | 2019-04-23 | General Electric Company | Systems and methods for carbon black production with a gas turbine engine having exhaust gas recirculation |
| US10145269B2 (en) | 2015-03-04 | 2018-12-04 | General Electric Company | System and method for cooling discharge flow |
| US10480792B2 (en) | 2015-03-06 | 2019-11-19 | General Electric Company | Fuel staging in a gas turbine engine |
| CA3048096C (en) | 2016-12-21 | 2023-07-04 | Henry D. Tiffany, Iii | Apparatus and method for potable water extraction from saline aquifers |
| NL2019056B1 (en) * | 2017-06-12 | 2018-12-19 | Circular Energy B V | Power plant, a gas field, a method of exploitation of a subsurface hydrocarbon reservoir. |
| WO2022015515A1 (en) * | 2020-07-14 | 2022-01-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and apparatus for offshore power generation from a gas reservoir |
| RU2762712C1 (ru) * | 2021-02-08 | 2021-12-22 | Алексей Леонидович Западинский | Способ добычи углеводородов |
| RU2762713C1 (ru) * | 2021-02-08 | 2021-12-22 | Алексей Леонидович Западинский | Комплекс для добычи содержащего углеводороды флюида из залежи углеводородов |
Family Cites Families (37)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2734578A (en) * | 1956-02-14 | Walter | ||
| US3065790A (en) * | 1957-11-22 | 1962-11-27 | Pure Oil Co | Oil recovery process |
| US3075918A (en) * | 1958-12-08 | 1963-01-29 | Pure Oil Co | Secondary recovery of petroleum |
| US3000707A (en) * | 1959-05-29 | 1961-09-19 | Southwest Ind Inc | Process for generating inert gas |
| US3150716A (en) * | 1959-10-01 | 1964-09-29 | Chemical Construction Corp | Pressurizing oil fields |
| US3232885A (en) * | 1963-10-07 | 1966-02-01 | Henke Werner | Method of producing an inert gas |
| US3342259A (en) * | 1965-02-23 | 1967-09-19 | Howard H Powell | Method for repressurizing an oil reservoir |
| US3605885A (en) * | 1969-07-14 | 1971-09-20 | Johnnie L Leeper | Earth formation heating apparatus |
| US3725012A (en) * | 1971-01-27 | 1973-04-03 | G Gower | Apparatus for manufacturing high pressure inert gas |
| US3833059A (en) * | 1973-02-12 | 1974-09-03 | Motco Inc | Hot gas apparatus for recovery of oil values |
| US3993135A (en) * | 1975-07-14 | 1976-11-23 | Carmel Energy, Inc. | Thermal process for recovering viscous petroleum |
| US3948323A (en) * | 1975-07-14 | 1976-04-06 | Carmel Energy, Inc. | Thermal injection process for recovery of heavy viscous petroleum |
| US4007786A (en) * | 1975-07-28 | 1977-02-15 | Texaco Inc. | Secondary recovery of oil by steam stimulation plus the production of electrical energy and mechanical power |
| US4325432A (en) * | 1980-04-07 | 1982-04-20 | Henry John T | Method of oil recovery |
| US4330038A (en) * | 1980-05-14 | 1982-05-18 | Zimpro-Aec Ltd. | Oil reclamation process |
| US4344486A (en) * | 1981-02-27 | 1982-08-17 | Standard Oil Company (Indiana) | Method for enhanced oil recovery |
| US4546829A (en) * | 1981-03-10 | 1985-10-15 | Mason & Hanger-Silas Mason Co., Inc. | Enhanced oil recovery process |
| US4418753A (en) * | 1981-08-31 | 1983-12-06 | Texaco Inc. | Method of enhanced oil recovery employing nitrogen injection |
| GB2107041B (en) * | 1981-09-29 | 1985-01-16 | Coal Ind | Device for extracting and burning methane |
| GB2117053B (en) | 1982-02-18 | 1985-06-05 | Boc Group Plc | Gas turbines and engines |
| US4465136A (en) * | 1982-07-28 | 1984-08-14 | Joseph D. Windisch | Process for enhanced oil recovery from subterranean formations |
| NO163612C (no) * | 1986-01-23 | 1990-06-27 | Norsk Energi | Fremgangsmaate og anlegg for fremstilling av nitrogen for anvendelse under hoeyt trykk. |
| US5074357A (en) * | 1989-12-27 | 1991-12-24 | Marathon Oil Company | Process for in-situ enrichment of gas used in miscible flooding |
| CA2018266A1 (en) | 1990-06-05 | 1991-12-05 | Stephen Allen Kaufman | Method to produce energy and carbon dioxide |
| US5133406A (en) * | 1991-07-05 | 1992-07-28 | Amoco Corporation | Generating oxygen-depleted air useful for increasing methane production |
| US5181796A (en) * | 1991-07-11 | 1993-01-26 | Deyoung Scott H | Method for in situ contaminant extraction from soil |
| RU2038467C1 (ru) * | 1993-03-18 | 1995-06-27 | Акционерное общество закрытого типа "Экоэн" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2061858C1 (ru) * | 1993-06-15 | 1996-06-10 | Всесоюзный нефтяной научно-исследовательский геолого-разведочный институт | Способ повышения нефтеотдачи пластов |
| US5388645A (en) * | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Method for producing methane-containing gaseous mixtures |
| US5402847A (en) * | 1994-07-22 | 1995-04-04 | Conoco Inc. | Coal bed methane recovery |
| WO1996014370A2 (en) * | 1994-10-27 | 1996-05-17 | Isentropic Systems Ltd. | Improvements in the combustion and utilisation of fuel gases |
| US5626191A (en) * | 1995-06-23 | 1997-05-06 | Petroleum Recovery Institute | Oilfield in-situ combustion process |
| US5769165A (en) * | 1996-01-31 | 1998-06-23 | Vastar Resources Inc. | Method for increasing methane recovery from a subterranean coal formation by injection of tail gas from a hydrocarbon synthesis process |
| US6032737A (en) * | 1998-04-07 | 2000-03-07 | Atlantic Richfield Company | Method and system for increasing oil production from an oil well producing a mixture of oil and gas |
| NO982491L (no) | 1998-05-29 | 1999-11-30 | Naturkraft As | Fremgangsmåte for å fremstille en gassblanding og anvendelse av den fremstilte gassblandingen |
| NO983882L (no) | 1998-08-24 | 2000-02-25 | Norske Stats Oljeselskap | System, fremgangsmÕte og anordning for hÕndtering av eksosgass fra forbrenningsmotorer ved installasjoner for oljeutvinning |
| GB2342390B (en) * | 1998-10-02 | 2003-06-04 | Finch Internat Ltd | Combustion of gaseous hydrocarbon fuels in internal combustion engines |
-
2002
- 2002-01-14 AU AU2002233849A patent/AU2002233849B2/en not_active Ceased
- 2002-01-14 WO PCT/RU2002/000005 patent/WO2002075112A1/ru active IP Right Grant
- 2002-01-14 AT AT02700914T patent/ATE399928T1/de active
- 2002-01-14 JP JP2002574487A patent/JP4050620B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2002-01-14 DE DE60227355T patent/DE60227355D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2002-01-14 CA CA002441272A patent/CA2441272C/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-01-14 EP EP02700914A patent/EP1378627B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-01-14 US US10/471,831 patent/US7299868B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-09-15 NO NO20034100A patent/NO328999B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20040154793A1 (en) | 2004-08-12 |
| JP2004522015A (ja) | 2004-07-22 |
| WO2002075112A1 (fr) | 2002-09-26 |
| ATE399928T1 (de) | 2008-07-15 |
| US7299868B2 (en) | 2007-11-27 |
| CA2441272A1 (en) | 2002-09-26 |
| NO20034100D0 (no) | 2003-09-15 |
| CA2441272C (en) | 2008-09-23 |
| EP1378627B1 (en) | 2008-07-02 |
| AU2002233849B2 (en) | 2007-03-01 |
| NO20034100L (no) | 2003-11-12 |
| EP1378627A4 (en) | 2005-06-22 |
| NO328999B1 (no) | 2010-07-12 |
| DE60227355D1 (de) | 2008-08-14 |
| EP1378627A1 (en) | 2004-01-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP4050620B2 (ja) | 炭化水素貯留地層からの炭化水素の回収方法及びそれを実施するための装置 | |
| US7341102B2 (en) | Flue gas injection for heavy oil recovery | |
| AU2006200466B2 (en) | Flue gas injection for heavy oil recovery | |
| US4597441A (en) | Recovery of oil by in situ hydrogenation | |
| US4498537A (en) | Producing well stimulation method - combination of thermal and solvent | |
| CA1215316A (en) | Oil reclamation process | |
| US4678039A (en) | Method and apparatus for secondary and tertiary recovery of hydrocarbons | |
| US20130106117A1 (en) | Low Emission Heating of A Hydrocarbon Formation | |
| MX2013003206A (es) | Metodo para usar dioxido de carbono en la recuperacion de depositos de formaciones. | |
| EA012886B1 (ru) | Способ повышения добычи нефти и газа | |
| RU2762712C1 (ru) | Способ добычи углеводородов | |
| WO2022169385A1 (ru) | Комплекс для добычи содержащего углеводороды флюида из залежи углеводородов | |
| RU2181159C1 (ru) | Комплекс для разработки залежей углеводородного сырья (варианты) | |
| RU2208138C1 (ru) | Комплекс для разработки нефтяного или газоконденсатного месторождения (варианты) | |
| RU2181158C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
| RU2187626C1 (ru) | Способ разработки залежи углеводородного сырья (варианты) | |
| RU2818153C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов | |
| RU2057915C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти | |
| RU2746004C2 (ru) | Способ добычи углеводородов | |
| WO2023148477A1 (en) | Method and apparatus for recovering energy | |
| RU2622059C1 (ru) | Способ добычи нефти путем воздействия на нефтяной пласт | |
| RU2181429C1 (ru) | Способ разработки залежи углеводородного сырья | |
| SU1155758A1 (ru) | Способ подземной переработки угл | |
| CN116867953A (zh) | 热碳氢化合物开采操作再利用来生产合成气的方法 | |
| Elliott et al. | Substantially self-powered fluid turbines |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20041222 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20070529 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20070824 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20071030 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20071129 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20101207 Year of fee payment: 3 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20111207 Year of fee payment: 4 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20121207 Year of fee payment: 5 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20131207 Year of fee payment: 6 |
|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |