RU2093444C1 - Method for operation of underground storage of high-viscosity oil products - Google Patents
Method for operation of underground storage of high-viscosity oil products Download PDFInfo
- Publication number
- RU2093444C1 RU2093444C1 SU904892967A SU4892967A RU2093444C1 RU 2093444 C1 RU2093444 C1 RU 2093444C1 SU 904892967 A SU904892967 A SU 904892967A SU 4892967 A SU4892967 A SU 4892967A RU 2093444 C1 RU2093444 C1 RU 2093444C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- brine
- product
- reservoir
- pumped
- well
- Prior art date
Links
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
-
- 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
Abstract
Description
Изобретение относится к эксплуатации подземных резервуаров, созданных в устойчивых породах, например в отложениях растворимых солей, и может быть использовано для хранения высоковязких продуктов, например нефти или мазута, в нефтяной, нефтеперерабатывающей и других отраслей промышленности. The invention relates to the operation of underground reservoirs created in stable rocks, for example in deposits of soluble salts, and can be used to store highly viscous products, such as oil or fuel oil, in the oil, refining and other industries.
Известен способ эксплуатации подземной емкости [1] предназначенной для хранения высосовязких продуктов, в частности топочного мазута, оснащенной скважиной с тремя колоннами труб (обсадная, зацементированная до устья и две рабочие), суть которого заключается в использовании только тепловой энергии. Этот способ требует значительного расхода тепла и является весьма дорогостоящим. A known method of operating an underground tank [1] designed to store highly viscous products, in particular heating oil, equipped with a well with three pipe columns (casing, cemented to the mouth and two workers), the essence of which is to use only thermal energy. This method requires significant heat consumption and is very expensive.
Известен также способ хранения тяжелых углеродов методом насыщения их двуокисью углерода [2] В этом патенте США разработан способ эксплуатации подземного хранилища высоковязких продуктов в отложениях растворимых солей, который является наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу. К недостаткам способа следует отнести сложность выполнения операции поднасыщения хранимого продукта углекислым газом при его хранении и отборе, особенно в случае отсутствия углекислого газа на площадке расположения подземных резервуаров. There is also a method of storing heavy carbons by saturating them with carbon dioxide [2] This US patent has developed a method of operating an underground storage of highly viscous products in soluble salt deposits, which is the closest in technical essence to the claimed method. The disadvantages of the method include the complexity of the operation of supersaturation of the stored product with carbon dioxide during its storage and selection, especially in the absence of carbon dioxide at the site of the underground tanks.
Целью настоящего изобретения является снижение трудоемкости и затрат на эксплуатацию. The aim of the present invention is to reduce the complexity and cost of operation.
Поставленная цель достигается тем, что хранимый продукт в смеси с углекислым газом закачивают по одной из скважин двухскважинного резервуара, при этом вытесняемый рассол отбирают по другой скважине, на этапе хранения рассол предварительно нагревают и прокачивают в резервуаре в направлении его вытеснения при закачке продукта, для чего закачку рассола производят по скважине для закачки продукта, а отбор его из другой скважины, причем отбор продукта осуществляют через обе скважины резервуара закачкой в них нагретого рассола. This goal is achieved by the fact that the stored product is mixed with carbon dioxide is pumped through one of the wells of a double-well reservoir, while the displaced brine is taken from another well, at the storage stage, the brine is preheated and pumped in the tank in the direction of its displacement during product injection, for which brine is injected through the well to inject the product, and it is taken from another well, and product is taken through both wells of the reservoir by pumping heated brine into them.
В случае изменения геометрического объема резервуара при остывании продукта и дополнительном подрастворении его стенок в резервуар подкачивают рассол. If the geometric volume of the tank changes when the product cools and its walls are further dissolved, brine is pumped into the tank.
Так как объектов со сходными предлагаемому способу признаками не обнаружено, можно сделать вывод, что решение обладает существенными отличиями. Since objects with similar features to the proposed method were not found, we can conclude that the solution has significant differences.
Предлагаемый способ эксплуатации поясняется чертежом, на котором обозначены: 1 подземный резервуар, созданный геотехнологическим способом в залежах каменной соли; 2, 5 цементный камень за обсадными колоннами труб; 3, 6 обсадные колонны труб; 4, 7 рабочие колонны труб; 8, 9 компенсаторы на продуктопроводах; 10, 11 компенсаторы на рассолопроводах; 12 смеситель эжекторного типа; 13 аппарат для охлаждения углекислого газа; 14 - компрессор для подачи углекислого газа после разгазирования; 15 насос для подачи продукта в смеситель; 16 насос для подачи продукта после разгазирования в наземные резервуары; 17 теплообменник для подогрева смеси "продукт-CO2" после выдачи ее из подземного резервуара; 18 наземный буферный резервуар для продукта (топочного мазута); 19 наземный буферный резервуар для дизтоплива; 20 испаритель для разделения смеси на продукт и CO2; 21 очистные сооружения для рассола, выходящего из подземного резервуара; 22 насос для транспорта рассола с площадки; 23 теплообменник для подогрева рассола; 24 насос для циркуляции рассола в системе хранилища; 25,26 трубопроводы.The proposed method of operation is illustrated by the drawing, on which are indicated: 1 underground reservoir created by a geotechnological method in rock salt deposits; 2, 5 cement stone behind pipe casing; 3, 6 pipe casing; 4, 7 working columns of pipes; 8, 9 compensators on product pipelines; 10, 11 compensators on brine pipelines; 12 ejector type mixer; 13 apparatus for cooling carbon dioxide; 14 - compressor for supplying carbon dioxide after degassing; 15 pump for feeding the product into the mixer; 16 a pump for supplying the product after degassing to ground tanks; 17 a heat exchanger for heating the mixture "product-CO 2 " after issuing it from an underground tank; 18 ground buffer tank for the product (heating oil); 19 ground buffer tank for diesel fuel; 20 evaporator to separate the mixture into product and CO 2 ; 21 treatment facilities for brine leaving the underground tank; 22 pump for transporting brine from the site; 23 heat exchanger for heating brine; 24 pump for brine circulation in the storage system; 25.26 pipelines.
Эксплуатация подземного хранилища в соответствии с предлагаемым способом осуществляется следующим образом. Подземный резервуар 1, созданный растворением каменной соли, сообщают с дневной поверхностью двумя скважинами, поскольку одна скважина не обеспечивает необходимые производительности отбора хранимого продукта. Интервалы заложения подземных резервуаров составляют 400-1200 м. Скважины обсаживают обсадными колоннами труб 3, 4 и цементируют их заколонные пространства 2, 5 специальным тампонажным раствором, который не разрушается при переменных температурных нагрузках. Разрушение цементного камня 2, 5 обусловлено тем, что продукт, в частности топочный мазут, закачивают на хранение совместно с углекислым газом при высоких температурах 60-80oC (температура топочного мазута после установок 90-100oC, температура CO2 35-40oC), а температура пород, вмещающих подземный резервуар, оказывается значительно ниже (15-30oC), кроме того, обсадная колонна труб 3, 6 и затампонированный раствор 2, 5 обладают различной теплопроводностью.The operation of the underground storage in accordance with the proposed method is as follows. The underground reservoir 1 created by dissolving the rock salt is communicated with the surface of the day by two wells, since one well does not provide the necessary productivity for selecting the stored product. The intervals for laying underground reservoirs are 400-1200 m. The wells are cased with pipes 3, 4 and casing their annular spaces 2, 5 with a special cement slurry, which does not deteriorate under variable temperature loads. The destruction of cement stone 2, 5 is due to the fact that the product, in particular heating oil, is pumped into storage together with carbon dioxide at high temperatures of 60-80 o C (the temperature of the fuel oil after installations is 90-100 o C, the temperature of CO 2 is 35-40 o C), and the temperature of the rocks containing the underground reservoir is much lower (15-30 o C), in addition, the casing string 3, 6 and the plugged solution 2, 5 have different thermal conductivity.
Обе скважины оснащены рабочими колоннами труб 4,7 для транспорта по ним рассола. Трубопроводы для подачи (отвода) смеси "продукт-CO2" и рассола соединяют с оголовками на устье скважин через компенсаторы 8-11 во избежание их порыва за счет возможных смещений между ними и оголовком.Both wells are equipped with working columns of 4.7 pipes for transporting brine through them. Pipelines for supplying (discharging) the product-CO 2 mixture and brine are connected to the heads at the wellhead through compensators 8–11 to avoid their rupture due to possible displacements between them and the head.
Перед закачкой смеси "продукт-CO2" в подземный резервуар производят продувку трубопроводов, оборудования углекислым газом путем закачки его в скважины и сводовую часть подземного резервуара 1 (при наличии фазового перехода CO2 в скважине, продувку заканчивают в скважине). Для этой операции углекислый газ подают по трубопроводу 26 от места его производства либо непосредственно в указанные коммуникации, либо дополнительно компремируя в компрессоре 14. Рассол при этом отбирают по рабочим колоннам 4,7, закачивают в рассолохранилище или передают потребителю.Before the product-CO 2 mixture is pumped into the underground reservoir, pipelines and equipment are purged with carbon dioxide by injecting it into the wells and the vault of the underground reservoir 1 (if there is a CO 2 phase transition in the well, the purge is completed in the well). For this operation, carbon dioxide is supplied through a pipeline 26 from the place of its production, either directly to the indicated communications, or additionally compressing in the compressor 14. The brine is then taken from working columns 4.7, pumped into the brine storage tank or transferred to the consumer.
Закачку смеси в подземный резервуар 1 производят путем подачи горячего топочного мазута насосом 15 в смеситель эжекторного типа 12, в котором его используют в качестве рабочего (инжектирующего) потока. В насос 15 топочный мазут подают с установок по его производству через буферный резервуар 18. Углекислый газ в смеситель 12 подают по линиям 26,25 (либо через компрессор 14), используя его в качестве пассивного (инжектирующего) потока. Горячую смесь нагнетают в продуктовое межтрубье, например, 6-7 скважины, а рассол вытесняют по колонне труб 4 другой скважины, далее его закачивают в рассолохранилище либо передают потребителю с использованием насоса 22. При первоначальном заполнении подземного резервуара смесью вытесняемый рассол будет чистым, и он не будет требовать дополнительной очистки. Закачка смеси в подземный резервуар и отбор из него рассола по раздельным скважинам обусловлены тем, что при этом происходит более эффективное использование тепла, вносимого в подземный резервуар, поскольку при закачке горячей смеси по одной из скважин нет непосредственного противоточного теплообмена с выходящим холодным рассолом, а рассол, находящийся в рабочей колонне, нагреваясь в процессе закачки, практически не поглощает тепло. The mixture is pumped into the underground tank 1 by supplying hot fuel oil with a pump 15 to an ejector type mixer 12, in which it is used as a working (injecting) stream. Fuel oil is supplied to the pump 15 from the plants for its production through the buffer tank 18. Carbon dioxide is supplied to the mixer 12 through lines 26.25 (or through the compressor 14), using it as a passive (injection) stream. The hot mixture is injected into the product annulus, for example, 6-7 wells, and the brine is displaced through the pipe string 4 of another well, then it is pumped into the brine storage or transferred to the consumer using pump 22. When the underground tank is filled with the mixture for the first time, the displaced brine will be clean, and it will will not require additional cleaning. The mixture is pumped into the underground tank and brine is removed from it in separate wells due to the more efficient use of the heat introduced into the underground tank, since when the hot mixture is pumped through one of the wells, there is no direct counter-current heat exchange with the outgoing cold brine, and the brine located in the working column, heating up during the injection process, practically does not absorb heat.
После завершения закачки смеси в подземный резервуар 1 в мазутопровод, продуктовые пространства 3-4 и 6-7, а также в сводовую часть подземного резервуара 1 закачивают насосом 15 из резервуара 19 дизельное топливо (зимнее), с целью предотвращения в этих пространствах пробок за счет охлаждения при длительных простоях. After completion of the injection of the mixture into the underground tank 1 into the fuel oil pipe, the product spaces 3-4 and 6-7, as well as into the arched part of the underground tank 1, pump diesel fuel (winter) from the tank 19 with the pump 15 in order to prevent traffic jams in these spaces due to cooling during long downtime.
При хранении продукта в подземном резервуаре проводят термометрию по скважинам подземных резервуаров и в самом резервуаре 1 с помощью, например, геофизических измерений. When storing the product in an underground reservoir, thermometry is carried out along the wells of the underground reservoirs and in the reservoir 1 itself using, for example, geophysical measurements.
При необходимости в процессе хранения, а также непосредственно перед началом отбора продукта проводят его подогрев путем циркуляции горячего рассола в следующей последовательности: насосом 24 рассол, поступающий из рассолохранилища или рассолопровода рассолопромысла, через теплообменник 23 закачивают в рабочую колонну труб 7, рассол из подземного резервуара 1 отбирают по колонне 4 на дневную поверхность и направляют в насос 24 (при необходимости очистки рассола перед насосом 24 его пропускают предварительно через очистные сооружения 21). If necessary, in the storage process, as well as immediately before the selection of the product, it is heated by circulating hot brine in the following sequence: with a pump 24, the brine coming from the brine storage or brine pipe of the brine field is pumped through the heat exchanger 23 into the working string of pipes 7, the brine from the underground tank 1 selected on the column 4 to the surface and sent to the pump 24 (if necessary, clean the brine before the pump 24 it is pre-passed through the treatment plant 21).
Отбор хранимого продукта производят путем его замещения в подземном резервуаре 1 рассолом, предварительно отобрав из коммуникаций дизельное топливо. Дизельное топливо отбирают по межтрубным пространствам 6-7 и 3-4 и подают по линиям, на которых установлены теплообменник 17 и испаритель 20, в насос 16, который возвращает дизтопливо в наземный резервуар 19. Аналогично транспортируют и смесь "мазут-CO2", подогревая ее сначала в теплообменнике 17, а затем в испарителе 20. В испарителе 20 производят разделение смеси на мазут и углекислый газ. Мазут из испарителя направляют в насос 16 и далее в резервуар 18 или непосредственно на железнодорожную эстакаду для слива в цистерны с дальнейшей передачей потребителю. Углекислый газ из испарителя 20 отбирают и направляют для охлаждения, например, в аппарат воздушного охлаждения 13, далее возвращают компрессор 14 потребителю, например на завод минеральных удобрений. При отборе продукта (дизтоплива) нагретый рассол закачивают насосом 24 через теплообменник 23 в рабочие колонны труб 4 и 7 обеих скважин.The selection of the stored product is carried out by replacing it in the underground tank 1 with brine, having previously selected diesel fuel from the utilities. Diesel fuel is taken along the annular spaces 6-7 and 3-4 and fed through the lines on which the heat exchanger 17 and the evaporator 20 are installed, to the pump 16, which returns diesel fuel to the ground tank 19. The mixture "fuel oil-CO 2 " is similarly transported, first heating it in the heat exchanger 17, and then in the evaporator 20. In the evaporator 20, the mixture is divided into fuel oil and carbon dioxide. The fuel oil from the evaporator is sent to the pump 16 and then to the tank 18 or directly to the railway overpass for discharge into tanks with further transfer to the consumer. Carbon dioxide from the evaporator 20 is taken and sent for cooling, for example, to the air cooling apparatus 13, then the compressor 14 is returned to the consumer, for example, to a mineral fertilizer plant. When selecting a product (diesel fuel), the heated brine is pumped by a pump 24 through a heat exchanger 23 into the working columns of pipes 4 and 7 of both wells.
После закачки хранимого продукта в подземный резервуар 1 он начинает остывать с уменьшением объема. Учитывая, что объемы хранимого продукта составляют десятки и сотни тысяч кубометров, уменьшение его объема оказывается ощутимым за счет снижения температуры. Во избежание резкого понижения давления в системе хранение продукта производят при открытой задвижке на рассольной линии с подкачкой рассола в рабочие колонны труб 4,7. After pumping the stored product into the underground tank 1, it begins to cool with a decrease in volume. Given that the volumes of the stored product are tens and hundreds of thousands of cubic meters, a decrease in its volume is noticeable due to lower temperatures. In order to avoid a sharp decrease in pressure in the system, the product is stored with the open valve on the brine line with pumping brine into the working columns of the pipes 4.7.
При закачке в подземный резервуар 1 горячего рассола предел растворимости соли в нем увеличивается, и происходит дополнительный солесъем со стенок резервуара 1 с увеличением его объема. Увеличение температуры рассола в подземном резервуаре не должно быть существенным, поскольку основную часть тепла он будет отдавать вытесняемому продукту в пределах скважины, то есть сама скважина служит хорошим противоточным теплообменником. В общем случае для исключения или уменьшения указанного процесса следует стремиться использовать нагретый рассол с такой температурой, при которой, проходя по скважине, он будет иметь в подземном резервуаре температуру, близкую к температуре горных пород, вмещающих подземный резервуар. Увеличение объема подземного резервуара за счет дополнительного подрастворения соли компенсируют подкачками рассола, как было указано выше. When hot brine is injected into the underground tank 1, the solubility limit of the salt in it increases, and additional saline removal occurs from the walls of the tank 1 with an increase in its volume. The increase in the temperature of the brine in the underground tank should not be significant, since it will give the bulk of the heat to the displaced product within the well, that is, the well itself serves as a good countercurrent heat exchanger. In general, to eliminate or reduce this process, one should strive to use a heated brine with a temperature at which, when passing through the well, it will have a temperature in the underground reservoir that is close to the temperature of the rocks containing the underground reservoir. The increase in the volume of the underground reservoir due to the additional dissolution of salt is compensated by the pumping of brine, as indicated above.
С целью уменьшения теплопотерь трубопроводы для транспорта продукта рассола теплоизолированы. Рассолопровод теплоизолирован еще и по другой причине, связанной с возможностью его забивки кристаллами соли при охлаждении на дневной поверхности, поскольку он может оказаться пересыщенным при температуре окружающей среды ниже температуры рассола, находящегося в подземном резервуаре. In order to reduce heat loss, pipelines for transporting the brine product are insulated. The brine pipe is also insulated for another reason related to the possibility of clogging with salt crystals when it is cooled on the day surface, since it may turn out to be supersaturated at ambient temperature below the temperature of the brine located in the underground reservoir.
В результате длительного хранения мазута в смеси с CO2 в подземном резервуаре образуются сложные конгломераты углеводородов, которые частично выпадают на дно подземного резервуара, а частично удерживаются в рассоле. Исходя из этого, при последующей оборачиваемости подземных резервуаров предусматривают очистку рассола от этих конгломератов перед подачей его потребителю. Углеводородные конгломераты собирают в системах рассолоочистки и удаляют для дальнейшего их сжигания.As a result of long-term storage of fuel oil mixed with CO 2 in the underground reservoir, complex conglomerates of hydrocarbons are formed, which partially fall to the bottom of the underground reservoir and are partially retained in brine. Based on this, with the subsequent turnover of underground tanks provide for the cleaning of brine from these conglomerates before serving it to the consumer. Hydrocarbon conglomerates are collected in brine cleaning systems and removed for further burning.
Углекислый газ после температурной сепарации содержит следы отдельных углеводородов, от которых его очищают при необходимости, охлаждают перед компрессором, а затем направляют потребителю. Carbon dioxide after temperature separation contains traces of individual hydrocarbons, from which it is purified if necessary, cooled in front of the compressor, and then sent to the consumer.
В качестве примера осуществления предлагаемого способа рассмотрим техническое решение, связанное с подземным хранением топочного мазута для ПО "Салаватнефтеоргсинтез" в подземном резервуаре геометрическим объемом 200 тыс.м3, созданного в каменной соли в интервале отметок 545-754 м. Температура горных пород, вмещающих подземный резервуар, составляет 14oC. Максимальный поперечный размер подземного резервуара 55 м. Подземный резервуар сообщен с дневной поверхностью двумя скважинами, обсаженными колоннами труб диаметром 325 мм, зацементированными до устья скважин. В каждую скважину опущена рабочая колонна труб диаметром 219 мм.As an example of the implementation of the proposed method, we consider the technical solution associated with the underground storage of heating oil for PA Salavatnefteorgsintez in an underground reservoir with a geometric volume of 200 thousand m 3 created in rock salt in the range of marks 545-754 m. The temperature of the rocks containing the underground tank is 14 o C. The maximum transverse dimension of the underground tank 55 m. underground tank communicates with the surface two wells lined with tubing strings with a diameter of 325 mm, zatsementirovann mi to wellheads. A working string of pipes with a diameter of 219 mm was lowered into each well.
По технологии подземного хранения топочного мазута марки "М-100" предусмотрено использование в качестве разбавителя углекислого газа. Смешение топочного мазута производят с углекислым газом перед закачкой его в скважину подземного резервуара с помощью струйного смесителя. Температура мазута около 90-100oC, температура CO2 около 30-35oC. Закачку смеси производят по одной из скважин, отбирая рассол по другой скважине. В таком же направлении прокачивают горячий рассол на этапе хранения. Выдаваемую по обеим скважинам смесь из подземного резервуара разделяют в испарителе, предварительно нагрев ее до температуры 80oC. Топочный мазут передают потребителю, углекислый газ охлаждают в аппаратах воздушного топочного мазута, вытесняемый рассол очищают от углеводородного конгломерата, собирают его, удаляют с площадки и затем сжигают. Изменение объема хранимого продукта ΔVt= 965 м3 при условии изменения температуры смеси, при которой ее закачали в подземный резервуар, до той, которую она приобрела при хранении в течение одного года, и подземного резервуара (ΔVp= 6 м3 при условии изменения температуры на контуре подземного резервуара на 5oC) компенсируют подкачками рассола.According to the technology of underground storage of heating oil of the M-100 brand, it is planned to use carbon dioxide as a diluent. The mixture of heating oil is produced with carbon dioxide before pumping it into the borehole of an underground tank using a jet mixer. The temperature of the fuel oil is about 90-100 o C, the temperature of CO 2 is about 30-35 o C. The mixture is injected in one of the wells, picking up the brine in another well. Hot brine is pumped in the same direction at the storage stage. The mixture discharged from both underground wells from the underground tank is separated in an evaporator, preheated to a temperature of 80 o C. The heating oil is transferred to the consumer, carbon dioxide is cooled in the air heating oil apparatus, the displaced brine is cleaned of hydrocarbon conglomerate, collected, removed from the site and then burned. The change in the volume of the stored product ΔV t = 965 m 3 subject to a change in the temperature of the mixture at which it was pumped into the underground tank to that which it acquired during storage for one year and the underground tank (ΔV p = 6 m 3 subject to change temperatures on the contour of the underground tank at 5 o C) compensate for the pumping of brine.
На основе разработанного проекта технологического регламента по предлагаемому техническому решению предполагается начать в ближайшее время проектирование. Based on the developed draft technological schedule for the proposed technical solution, it is supposed to begin designing in the near future.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU904892967A RU2093444C1 (en) | 1990-11-05 | 1990-11-05 | Method for operation of underground storage of high-viscosity oil products |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU904892967A RU2093444C1 (en) | 1990-11-05 | 1990-11-05 | Method for operation of underground storage of high-viscosity oil products |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2093444C1 true RU2093444C1 (en) | 1997-10-20 |
Family
ID=21551204
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU904892967A RU2093444C1 (en) | 1990-11-05 | 1990-11-05 | Method for operation of underground storage of high-viscosity oil products |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2093444C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2058471A1 (en) * | 2007-11-06 | 2009-05-13 | Bp Exploration Operating Company Limited | Method of injecting carbon dioxide |
-
1990
- 1990-11-05 RU SU904892967A patent/RU2093444C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Авторское свидетельство СССР N 898717, кл. B 65 G 5/00, 1981. 2. Патент США N 3922863, кл. B 65 G 5/00, 1975. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2058471A1 (en) * | 2007-11-06 | 2009-05-13 | Bp Exploration Operating Company Limited | Method of injecting carbon dioxide |
| WO2009060177A1 (en) * | 2007-11-06 | 2009-05-14 | Bp Exploration Operating Company Limited | Method of injecting carbon dioxide |
| GB2468219A (en) * | 2007-11-06 | 2010-09-01 | Bp Exploration Operating | Method of injecting carbon dioxide |
| GB2468219B (en) * | 2007-11-06 | 2010-11-24 | Bp Exploration Operating | Method of injecting carbon dioxide |
| RU2478074C2 (en) * | 2007-11-06 | 2013-03-27 | Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед | Method to inject carbon dioxide |
| US8622129B2 (en) | 2007-11-06 | 2014-01-07 | Bp Exploration Operating Company Limited | Method of injecting carbon dioxide |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3881551A (en) | Method of extracting immobile hydrocarbons | |
| US3294167A (en) | Thermal oil recovery | |
| US7857056B2 (en) | Hydrocarbon recovery from impermeable oil shales using sets of fluid-heated fractures | |
| US4896725A (en) | In-well heat exchange method for improved recovery of subterranean fluids with poor flowability | |
| CN104220695B (en) | Non-hydraulic fracturing systems, methods, and processes | |
| US9316098B2 (en) | Non-hydraulic fracturing and cold foam proppant delivery systems, methods, and processes | |
| CN103061731B (en) | By the method for steam and carbon dioxide producing viscous hydrocarbon | |
| US7410627B2 (en) | Sodium carbonate and sodium bicarbonate production | |
| CN103443397B (en) | Natural gas and inertia is used to purify the frac system for subsurface formations and the method for fluid | |
| SU1082332A3 (en) | Method for working oil deposits | |
| CA2742565C (en) | Methods and systems for providing steam | |
| CA2567399C (en) | Method and apparatus for stimulating heavy oil production | |
| US5669734A (en) | Process for making underground storage caverns | |
| US20130249272A1 (en) | Solution mining and a crystallizer for use therein | |
| US8544555B2 (en) | Method and apparatus for utilizing a catalyst occurring naturally in an oil field | |
| RU2093444C1 (en) | Method for operation of underground storage of high-viscosity oil products | |
| CA2908618C (en) | Non-hydraulic fracturing and cold foam proppant delivery systems, methods, and processes | |
| US6699447B1 (en) | Sodium bicarbonate production from nahcolite | |
| PL89539B1 (en) | ||
| RU2026966C1 (en) | Method for operation of oil and gas wells | |
| RU2579061C1 (en) | Method for mine production-wells of hard (bituminous) oil and system of equipment therefor | |
| US20220186596A1 (en) | Process for providing steam for a hydrocarbon recovery process | |
| Perry | The economics of enhanced oil recovery and its position relative to synfuels | |
| Sayfutdinov et al. | Technical and Technological Solutions for the Implementation of Hydraulic Fracturing in Conditions of Overpressured Reservoirs Beyond the Arctic Circle | |
| Dougan | BX in situ oil shale project. Final report |