RU2010123031A - Способ нагнетания диоксида углерода - Google Patents

Способ нагнетания диоксида углерода Download PDF

Info

Publication number
RU2010123031A
RU2010123031A RU2010123031/03A RU2010123031A RU2010123031A RU 2010123031 A RU2010123031 A RU 2010123031A RU 2010123031/03 A RU2010123031/03 A RU 2010123031/03A RU 2010123031 A RU2010123031 A RU 2010123031A RU 2010123031 A RU2010123031 A RU 2010123031A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
injection
phase
well
combined
Prior art date
Application number
RU2010123031/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2478074C2 (ru
Inventor
Айан Ралф КОЛЛИНЗ (GB)
Айан Ралф Коллинз
Эндрью Расселл МЕЙСОН (GB)
Эндрью Расселл МЕЙСОН
Original Assignee
Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед (Gb)
Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед (Gb), Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед filed Critical Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед (Gb)
Publication of RU2010123031A publication Critical patent/RU2010123031A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2478074C2 publication Critical patent/RU2478074C2/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • 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 OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
    • 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

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)
  • Food Preservation Except Freezing, Refrigeration, And Drying (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)

Abstract

1. Способ хранения СO2 в пористом и проницаемом коллекторе углеводородов, в который проникает по меньшей мере одна нагнетательная скважина и по меньшей мере одна эксплутационная скважина, включающий следующие шаги: ! (а) извлечение из эксплутационной скважины потока добываемого флюида, состоящего из добываемых углеводородов, воды и СО2; ! (б) направление потока добываемого флюида на технологический объект, где от этого потока флюида отделяют парофазный поток, включающий диоксид углерода и летучие углеводороды; !(в) сжатие полученного парофазного потока до давления выше максимального давления, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости, для состава полученного парофазного потока; ! (г) охлаждение сжатого потока с образованием охлажденного потока в плотнофазном состоянии; ! (д) направление к нагнетательному оборудованию поступающего со стороны потока СО2, который может быть либо в жидкофазном, либо в сверхкритическом состоянии; ! (е) смешение охлажденного потока с шага (г) с потоком поступающего со стороны СО2 с образованием объединенного потока; и ! (ж) закачивание упомянутого объединенного потока в коллектор углеводородов через нагнетательную скважину. ! 2. Способ по п.1, где коллектор углеводородов имеет несколько нагнетательных скважин, включающих по меньшей мере одну газонагнетательную скважину и(или) скважину для чередующейся закачки в пласт воды и газа, и по меньшей мере одну водонагнетательную скважину и(или) скважину, рассчитанную для закачки объединенного потока, и при осуществлении которого: ! часть полученного парофазного потока, отделенного на шаге (б), закачивают в парофазном состоян

Claims (22)

1. Способ хранения СO2 в пористом и проницаемом коллекторе углеводородов, в который проникает по меньшей мере одна нагнетательная скважина и по меньшей мере одна эксплутационная скважина, включающий следующие шаги:
(а) извлечение из эксплутационной скважины потока добываемого флюида, состоящего из добываемых углеводородов, воды и СО2;
(б) направление потока добываемого флюида на технологический объект, где от этого потока флюида отделяют парофазный поток, включающий диоксид углерода и летучие углеводороды;
(в) сжатие полученного парофазного потока до давления выше максимального давления, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости, для состава полученного парофазного потока;
(г) охлаждение сжатого потока с образованием охлажденного потока в плотнофазном состоянии;
(д) направление к нагнетательному оборудованию поступающего со стороны потока СО2, который может быть либо в жидкофазном, либо в сверхкритическом состоянии;
(е) смешение охлажденного потока с шага (г) с потоком поступающего со стороны СО2 с образованием объединенного потока; и
(ж) закачивание упомянутого объединенного потока в коллектор углеводородов через нагнетательную скважину.
2. Способ по п.1, где коллектор углеводородов имеет несколько нагнетательных скважин, включающих по меньшей мере одну газонагнетательную скважину и(или) скважину для чередующейся закачки в пласт воды и газа, и по меньшей мере одну водонагнетательную скважину и(или) скважину, рассчитанную для закачки объединенного потока, и при осуществлении которого:
часть полученного парофазного потока, отделенного на шаге (б), закачивают в парофазном состоянии в газонагнетательную скважину и(или) скважину для чередующейся закачки в пласт воды и газа;
оставшуюся часть упомянутого парофазного потока, отделенного на шаге (б), используют в качестве потока, подаваемого на шаг (в); и
объединенный поток, полученный на шаге (е), закачивают по меньшей мере в одну водонагнетательную скважину и(или) скважину, рассчитанную для закачивания объединенного потока.
3. Способ по п.1, в котором, по существу, весь полученный парофазный поток, отделенный на шаге (б), используют для направления на шаг (в).
4. Способ по п.3, в котором коллектор углеводородов имеет несколько существующих нагнетательных скважин, выбираемых из газонагнетательных скважин, скважин для чередующейся закачки в пласт воды и газа и водонагнетательных скважин, и эти существующие нагнетательные скважины переводят на закачивание упомянутого объединенного потока.
5. Способ по п.4, в котором коллектор углеводородов имеет по меньшей мере одну нагнетательную скважину, рассчитанную на закачивание объединенного потока, и по меньшей мере часть упомянутого объединенного потока закачивают в эту нагнетательную скважину.
6. Способ по п.1, в котором закачивание упомянутого объединенного потока в коллектор углеводородов способствует увеличению добычи жидких углеводородов из данного коллектора.
7. Способ по п.1, в котором полученный парофазный поток, отделенный на шаге (б), имеет содержание СО2 менее 15 об.% и часть этого полученного парофазного потока используют в качестве топливного газа для одного или нескольких генераторов электроэнергии, используемых на упомянутом технологическом объекте и(или) нагнетательном оборудовании.
8. Способ по п.1, в котором полученный парофазный поток, отделенный на шаге (б), имеет содержание СО2 более 50 об.% и по меньшей мере часть данного полученного парофазного потока используют для получения топливного газа для одного или нескольких генераторов электроэнергии, используемых на упомянутом технологическом объекте и(или) нагнетательном оборудовании, посредством пропуска упомянутой части полученного парофазного потока через мембранный модуль для отделения топливного газа с содержанием СО2 менее 15 об.% и отводимого потока, обогащенного СО2, причем упомянутый отводимый поток повторно объединяют с оставшейся частью полученного парофазного потока до сжатия полученного парофазного потока на шаге (в).
9. Способ по п.1, в котором поступающий со стороны поток СО2 представляет собой побочный продукт, полученный на электростанции, установке получения водорода, установке для разделения природного газа или на установке для получения аммиака.
10. Способ по п.1, в котором поступающий со стороны поток СО2 состоит по меньшей мере на 98% из СО2 в пересчете на сухое вещество.
11. Способ по п.1, в котором поступающий со стороны поток СО2 направляют к нагнетательному оборудованию по трубопроводу, давление в котором находится в пределах от 75 до 250 бар (от 7,5 до 25 МПа) абс.
12. Способ по п.1, в котором поступающий со стороны поток СО2 доставляют к нагнетательному оборудованию в танкере.
13. Способ по п.1, в котором поступающий со стороны поток СО2 смешивают с охлажденным потоком на шаге (е) при давлении подачи поступающего со стороны потока СО2 и, при необходимости, давление объединенного потока впоследствии дополнительно увеличивают до требуемого давления на устье нагнетательной скважины.
14. Способ по п.1, в котором объединенный поток закачивают в нагнетательную скважину при давлении в пределах от 100 до 350 бар (от 10 до 35 МПа) абс.
15. Способ по п.1, в котором коллектор углеводородов представляет собой углеводородосодержащий геологический горизонт с расположенной под ним водоносным горизонтом, сообщающимся с углеводородосодержащим геологическим горизонтом, и упомянутый объединенный поток закачивают в водоносный горизонт.
16. Способ по п.1, в котором упомянутый объединенный поток закачивают через нагнетательную скважину, расположенную на крае (периферии) коллектора.
17. Способ по п.1, где коллектор углеводородов не является горизонтально залегающим пластом и в котором объединенный поток закачивают в низкорасположенную точку такого коллектора.
18. Способ, по п.1, в котором коллектор служит для подземного хранения закачанного СО2 в течение по меньшей мере 1000 лет.
19. Способ по п.1, в котором сжатый поток охлаждают на шаге (г) посредством его пропуска через теплообменник и теплообмена с охлаждающим агентом.
20. Способ по п.1, в котором сжатый поток охлаждают на шаге (г) до температуры от 10 до 40°С, предпочтительно от 20 до 30°С.
21. Способ по п.1, в котором объединенный поток, образованный на шаге (е), имеет температуру от 5 до 15°С.
22. Способ по п.1, в котором поступающий со стороны поток СО2 и охлажденный поток с шага (г) смешивают на шаге (е) для образования объединенного потока в таком соотношении, чтобы СО2 в этом объединенном потоке составляет по меньшей мере 70 мол. %, предпочтительно по меньшей мере 80 мол. %, более предпочтительно по меньшей мере 85 мол. %.
RU2010123031/03A 2007-11-06 2008-10-30 Способ нагнетания диоксида углерода RU2478074C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP07254378A EP2058471A1 (en) 2007-11-06 2007-11-06 Method of injecting carbon dioxide
EP07254378.8 2007-11-06
PCT/GB2008/003684 WO2009060177A1 (en) 2007-11-06 2008-10-30 Method of injecting carbon dioxide

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2010123031A true RU2010123031A (ru) 2011-12-20
RU2478074C2 RU2478074C2 (ru) 2013-03-27

Family

ID=39148437

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010123031/03A RU2478074C2 (ru) 2007-11-06 2008-10-30 Способ нагнетания диоксида углерода

Country Status (8)

Country Link
US (1) US8622129B2 (ru)
EP (2) EP2058471A1 (ru)
AT (1) ATE515623T1 (ru)
CA (1) CA2725322C (ru)
GB (1) GB2468219B (ru)
PL (1) PL2220338T3 (ru)
RU (1) RU2478074C2 (ru)
WO (1) WO2009060177A1 (ru)

Families Citing this family (72)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2009086407A2 (en) 2007-12-28 2009-07-09 Greatpoint Energy, Inc. Steam generating slurry gasifier for the catalytic gasification of a carbonaceous feedstock
CN101910371B (zh) 2007-12-28 2014-04-02 格雷特波因特能源公司 用于制备合成气衍生产物的方法
US8297542B2 (en) 2008-02-29 2012-10-30 Greatpoint Energy, Inc. Coal compositions for catalytic gasification
US8366795B2 (en) 2008-02-29 2013-02-05 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic gasification particulate compositions
US8286901B2 (en) 2008-02-29 2012-10-16 Greatpoint Energy, Inc. Coal compositions for catalytic gasification
US8361428B2 (en) 2008-02-29 2013-01-29 Greatpoint Energy, Inc. Reduced carbon footprint steam generation processes
US20090217575A1 (en) 2008-02-29 2009-09-03 Greatpoint Energy, Inc. Biomass Char Compositions for Catalytic Gasification
US8349039B2 (en) 2008-02-29 2013-01-08 Greatpoint Energy, Inc. Carbonaceous fines recycle
WO2009111331A2 (en) 2008-02-29 2009-09-11 Greatpoint Energy, Inc. Steam generation processes utilizing biomass feedstocks
CN101983228A (zh) 2008-04-01 2011-03-02 格雷特波因特能源公司 从气流中除去一氧化碳的酸性变换方法
CN101981163B (zh) 2008-04-01 2014-04-16 格雷特波因特能源公司 从气体物流中分离甲烷的方法
KR101290477B1 (ko) 2008-09-19 2013-07-29 그레이트포인트 에너지, 인크. 탄소질 공급원료의 기체화 방법
AU2009293087B2 (en) 2008-09-19 2012-11-15 Sure Champion Investment Limited Processes for gasification of a carbonaceous feedstock
KR101330894B1 (ko) 2008-09-19 2013-11-18 그레이트포인트 에너지, 인크. 차르 메탄화 촉매를 사용한 기체화 방법
WO2010048493A2 (en) 2008-10-23 2010-04-29 Greatpoint Energy, Inc. Processes for gasification of a carbonaceous feedstock
US8734547B2 (en) 2008-12-30 2014-05-27 Greatpoint Energy, Inc. Processes for preparing a catalyzed carbonaceous particulate
CN102272268B (zh) 2008-12-30 2014-07-23 格雷特波因特能源公司 制备催化的煤微粒的方法
US8783371B2 (en) 2009-01-08 2014-07-22 Gerald Blount Subsurface capture of carbon dioxide
DE102009007453B4 (de) * 2009-02-04 2011-02-17 Leibniz-Institut für Meereswissenschaften Verfahren zur Erdgasförderung aus Kohlenwasserstoff-Hydraten bei gleichzeitiger Speicherung von Kohlendioxid in geologischen Formationen
EP2233690A1 (en) * 2009-03-13 2010-09-29 BP Alternative Energy International Limited Fluid injection
RU2534186C2 (ru) 2009-05-01 2014-11-27 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Способ (варианты) и система для оптимизации операций изоляции диоксида углерода
US8728182B2 (en) 2009-05-13 2014-05-20 Greatpoint Energy, Inc. Processes for hydromethanation of a carbonaceous feedstock
WO2010132549A2 (en) 2009-05-13 2010-11-18 Greatpoint Energy, Inc. Processes for hydromethanation of a carbonaceous feedstock
US8268899B2 (en) 2009-05-13 2012-09-18 Greatpoint Energy, Inc. Processes for hydromethanation of a carbonaceous feedstock
DE102009026970A1 (de) * 2009-06-16 2010-12-23 Tge Marine Gas Engineering Gmbh Verfahren zur Reduzierung des Ausstoßes von Kohlendioxid nebst Vorrichtung
EP2278120A1 (en) * 2009-07-22 2011-01-26 Bergen Teknologioverføring AS Method for integrated enhanced oil recovery from heterogeneous reservoirs
CA2773718C (en) 2009-10-19 2014-05-13 Greatpoint Energy, Inc. Integrated enhanced oil recovery process
US8479834B2 (en) 2009-10-19 2013-07-09 Greatpoint Energy, Inc. Integrated enhanced oil recovery process
AU2010339952B8 (en) 2009-12-17 2013-12-19 Greatpoint Energy, Inc. Integrated enhanced oil recovery process
US8669013B2 (en) 2010-02-23 2014-03-11 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
KR101440710B1 (ko) 2010-04-26 2014-09-17 그레이트포인트 에너지, 인크. 바나듐 회수를 동반한 탄소질 공급원료의 히드로메탄화
US8653149B2 (en) 2010-05-28 2014-02-18 Greatpoint Energy, Inc. Conversion of liquid heavy hydrocarbon feedstocks to gaseous products
WO2012021810A2 (en) * 2010-08-13 2012-02-16 Board Of Regents, The University Of Texas System Storing carbon dioxide and producing methane and geothermal energy from deep saline aquifers
KR101424941B1 (ko) 2010-08-18 2014-08-01 그레이트포인트 에너지, 인크. 탄소질 공급원료의 히드로메탄화
EP2635662A1 (en) 2010-11-01 2013-09-11 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock
US8648121B2 (en) 2011-02-23 2014-02-11 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with nickel recovery
US9091156B2 (en) 2011-03-03 2015-07-28 Battelle Memorial Institute Downhole fluid injection systems, CO2 sequestration methods, and hydrocarbon material recovery methods
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
CN103974897A (zh) 2011-10-06 2014-08-06 格雷特波因特能源公司 碳质原料的加氢甲烷化
TWI630021B (zh) 2012-06-14 2018-07-21 艾克頌美孚研究工程公司 用於ｃｏ捕捉／利用和ｎ製造之變壓吸附與發電廠的整合
KR101576781B1 (ko) 2012-10-01 2015-12-10 그레이트포인트 에너지, 인크. 응집된 미립자 저등급 석탄 공급원료 및 그의 용도
CN104685039B (zh) 2012-10-01 2016-09-07 格雷特波因特能源公司 附聚的颗粒状低煤阶煤原料及其用途
WO2014055351A1 (en) 2012-10-01 2014-04-10 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
US9155992B2 (en) 2013-09-16 2015-10-13 Savannah River Nuclear Solutions, Llc Mass transfer apparatus and method for separation of gases
WO2015191864A1 (en) * 2014-06-12 2015-12-17 Texas Tech University System Liquid oil production from shale gas condensate reservoirs
RU2576267C1 (ru) * 2015-01-15 2016-02-27 Владимир Георгиевич Кирячек Способ комбинированного воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, и устройство для осуществления способа
US10030483B2 (en) * 2015-10-26 2018-07-24 General Electric Company Carbon dioxide and hydrocarbon assisted enhanced oil recovery
US10071337B2 (en) 2015-11-17 2018-09-11 Exxonmobil Research And Engineering Company Integration of staged complementary PSA system with a power plant for CO2 capture/utilization and N2 production
WO2017087167A1 (en) 2015-11-17 2017-05-26 Exxonmobil Research And Engineering Company Staged complementary psa system for low energy fractionation of mixed fluid
US10439242B2 (en) 2015-11-17 2019-10-08 Exxonmobil Research And Engineering Company Hybrid high-temperature swing adsorption and fuel cell
US10071338B2 (en) 2015-11-17 2018-09-11 Exxonmobil Research And Engineering Company Staged pressure swing adsorption for simultaneous power plant emission control and enhanced hydrocarbon recovery
WO2017087166A1 (en) 2015-11-17 2017-05-26 Exxonmobil Research And Engineering Company Dual integrated psa for simultaneous power plant emission control and enhanced hydrocarbon recovery
US10350538B2 (en) 2016-08-04 2019-07-16 Exxonmobil Research And Engineering Company High temperature pressure swing adsorption for advanced sorption enhanced water gas shift
US10350537B2 (en) 2016-08-04 2019-07-16 Exxonmobil Research And Engineering Company High purity nitrogen/hydrogen production from an exhaust stream
GB2559418B (en) * 2017-02-07 2022-01-05 Equinor Energy As Method and system for CO2 enhanced oil recovery
GB2597880B (en) * 2017-02-07 2022-05-04 Equinor Energy As Method and system for CO2 enhanced oil recovery
RU2677524C1 (ru) * 2017-11-15 2019-01-17 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" Мобильный комплекс для закачки жидкого диоксида углерода в нефтедобывающую скважину
US10648305B2 (en) * 2018-06-11 2020-05-12 Saudi Arabian Oil Company Systems and methods for carbonated water flooding of hydrocarbon reservoirs
US10464872B1 (en) 2018-07-31 2019-11-05 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic gasification to produce methanol
US10344231B1 (en) 2018-10-26 2019-07-09 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with improved carbon utilization
CN109488273B (zh) * 2018-11-26 2020-12-29 武汉工程大学 一种二氧化碳和水混合流体压裂石灰岩顶板的装置
US10435637B1 (en) 2018-12-18 2019-10-08 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with improved carbon utilization and power generation
US10618818B1 (en) 2019-03-22 2020-04-14 Sure Champion Investment Limited Catalytic gasification to produce ammonia and urea
RU2728295C1 (ru) * 2020-02-20 2020-07-29 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" Мобильный комплекс для закачки жидкого диоксида углерода в нефтедобывающую скважину
US11814937B2 (en) 2021-03-22 2023-11-14 Saudi Arabian Oil Company Methodology for modeling electrokinetic effects and identifying carbonated water injection parameters
CN113153240A (zh) * 2021-04-14 2021-07-23 重庆科技学院 向页岩油藏脉冲式注co2驱油的物理模型、模拟方法及应用
GB2621871A (en) * 2022-08-25 2024-02-28 Equinor Energy As Carbon dioxide injection
CN115898346A (zh) * 2022-11-23 2023-04-04 中国矿业大学(北京) Co2-n2混合状态气体驱替煤层瓦斯的装置及方法
WO2024124226A1 (en) * 2022-12-09 2024-06-13 The Trustees Of Columbia University In The City Of New York Methods of improving co2 trapping and mineralization via water-alternating-gas cycling injections in subsurface rock reservoirs
CN116658137B (zh) * 2023-07-21 2023-10-31 中国石油大学(华东) 一种含水层co₂封存与自流注水增产原油方法与系统

Family Cites Families (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA823962A (en) 1969-09-30 C. Keith Percival Combination methods involving the making of gaseous carbon dioxide and its use in crude oil recovery
CA627357A (en) 1961-09-12 W. Martin James Method of recovery of oil by injection of hydrocarbon solution of carbon dioxide into oil structure
US2279291A (en) 1941-04-22 1942-04-14 Shell Dev Isomerizing hydrocarbons
US2729291A (en) * 1952-03-22 1956-01-03 Continental Oil Co Separating co2-petroleum mixtures
US2724438A (en) * 1954-03-01 1955-11-22 Atlantic Refining Co Method of recovering desirable petroleum hydrocarbon fractions from producing oil reservoirs
US3351132A (en) * 1965-07-16 1967-11-07 Equity Oil Company Post-primary thermal method of recovering oil from oil wells and the like
US3687198A (en) * 1970-01-30 1972-08-29 Cities Service Oil Co High density miscible fluid injection with aquifer encroachment
RU2093444C1 (ru) * 1990-11-05 1997-10-20 Научно-технический центр "Подземгазпром" Способ эксплуатации подземного хранилища высоковязких нефтепродуктов
RU2038467C1 (ru) * 1993-03-18 1995-06-27 Акционерное общество закрытого типа "Экоэн" Способ разработки нефтяной залежи
US6149344A (en) * 1997-10-04 2000-11-21 Master Corporation Acid gas disposal
FR2808223B1 (fr) * 2000-04-27 2002-11-22 Inst Francais Du Petrole Procede de purification d'un effluent contenant du gaz carbonique et des hydrocarbures par combustion
ATE399928T1 (de) * 2001-03-15 2008-07-15 Alexei Leonidovich Zapadinski Verfahren zum entwickeln einer kohlenwasserstoff- lagerstätte sowie anlagenkomplex zur ausführung des verfahrens
US6808693B2 (en) * 2001-06-12 2004-10-26 Hydrotreat, Inc. Methods and apparatus for increasing and extending oil production from underground formations nearly depleted of natural gas drive
MY128178A (en) * 2001-09-07 2007-01-31 Exxonmobil Upstream Res Co High-pressure separation of a multi-components gas
US20040200618A1 (en) * 2002-12-04 2004-10-14 Piekenbrock Eugene J. Method of sequestering carbon dioxide while producing natural gas
CA2483896C (en) * 2003-10-06 2008-02-26 Dennis A. Beliveau Applications of waste gas injection into natural gas reservoirs
NO330732B1 (no) * 2003-12-16 2011-06-27 Sargas As Kombinert lager for naturgass og CO2
FR2870752B1 (fr) * 2004-05-27 2006-09-01 Inst Francais Du Petrole Methodes pour injecter des composes acides dans un reservoir souterrain
RU2272228C1 (ru) * 2005-03-30 2006-03-20 Анатолий Васильевич Наумейко Универсальный способ разделения и сжижения газа (варианты) и устройство для его осуществления
WO2007077137A1 (en) * 2005-12-30 2007-07-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A process for enhanced oil recovery and a process for the sequestration of carbon dioxide
US7562708B2 (en) * 2006-05-10 2009-07-21 Raytheon Company Method and apparatus for capture and sequester of carbon dioxide and extraction of energy from large land masses during and after extraction of hydrocarbon fuels or contaminants using energy and critical fluids
GB0614250D0 (en) * 2006-07-18 2006-08-30 Ntnu Technology Transfer As Apparatus and Methods for Natural Gas Transportation and Processing

Also Published As

Publication number Publication date
US8622129B2 (en) 2014-01-07
EP2220338B1 (en) 2011-07-06
WO2009060177A8 (en) 2010-06-10
WO2009060177A1 (en) 2009-05-14
ATE515623T1 (de) 2011-07-15
CA2725322A1 (en) 2009-05-14
EP2058471A1 (en) 2009-05-13
EP2220338A1 (en) 2010-08-25
RU2478074C2 (ru) 2013-03-27
GB201006041D0 (en) 2010-05-26
GB2468219B (en) 2010-11-24
CA2725322C (en) 2016-05-17
US20120090838A1 (en) 2012-04-19
PL2220338T3 (pl) 2011-12-30
GB2468219A (en) 2010-09-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2010123031A (ru) Способ нагнетания диоксида углерода
CN104364000B (zh) 用于co2捕集/利用以及生产n2的变压吸附与发电厂的集成
US10767904B2 (en) Method for utilizing the inner energy of an aquifer fluid in a geothermal plant
WO2014127913A3 (en) High pressure process for co2 capture, utilization for heat recovery, power cycle, super-efficient hydrogen based fossil power generation and conversion of liquid co2 with water to syngas and oxygen
AU2015372685A1 (en) Subsea fluid processing system
CN106761659B (zh) 一种用于油田co2驱产出气回注的提纯液化工艺
JPWO2011118405A1 (ja) 二酸化炭素の分離装置及び二酸化炭素の分離方法
CN105971581A (zh) 电厂烟气高效开采天然气水合物的装置及方法
US6620091B1 (en) Underwater scrubbing of CO2 from CO2-containing hydrocarbon resources
US20150344770A1 (en) System and method for producing carbon dioxide for use in hydrocarbon recovery
Castellani et al. Carbon dioxide capture using gas hydrate technology
CN111996049A (zh) 集水合物法与膜分离法于一体联合脱除天然气中酸气的装置和方法
US20130036748A1 (en) System and method for producing carbon dioxide for use in hydrocarbon recovery
US8512440B2 (en) Method for compressing carbon dioxide or a gas which has similar properties
US11078767B2 (en) Apparatus and method for potable water extraction from saline aquifers
US12012833B2 (en) Offshore oil and gas power generation with carbon capture and beneficial use of CO2
US20130025866A1 (en) Integrated process utilizing nitrogen and carbon dioxide streams for enhanced oil recovery
KR20130090297A (ko) 배기가스에 함유된 이산화탄소를 해저심층에 격리하는 방법
EP2096257A1 (en) Method for increasing the oil recovery of a productive formation
JP2012229297A (ja) 二酸化炭素の分離装置および二酸化炭素の分離方法
Hamalian et al. Analysis of Electrochemical Capture of CO2 From Oceanwater Coupled With Hydrates-Based Seabed Sequestration
US8826995B2 (en) Transport method, transport mixture and transport system for the pressurised transport of carbon dioxide and use of a treatment mixture
WO2023237773A1 (en) A method and a system for separating co2 from the additional constituents of a gas mixture comprising at least 70% and up to 90% co2
WO2020070292A1 (fr) Installation et procédé de purification d'hélium
WO2024094969A1 (en) Oil extraction

Legal Events

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

Effective date: 20151031