RU2245999C2 - Gravitational steam-power oil extraction method - Google Patents

Gravitational steam-power oil extraction method Download PDF

Info

Publication number
RU2245999C2
RU2245999C2 RU2003109971/03A RU2003109971A RU2245999C2 RU 2245999 C2 RU2245999 C2 RU 2245999C2 RU 2003109971/03 A RU2003109971/03 A RU 2003109971/03A RU 2003109971 A RU2003109971 A RU 2003109971A RU 2245999 C2 RU2245999 C2 RU 2245999C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
pressure
boiling liquid
pipeline
well
Prior art date
Application number
RU2003109971/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2003109971A (en
Inventor
В.В. Кушин (RU)
В.В. Кушин
С.В. Петренко (RU)
С.В. Петренко
Original Assignee
Кушин Виктор Владимирович
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 Кушин Виктор Владимирович filed Critical Кушин Виктор Владимирович
Priority to RU2003109971/03A priority Critical patent/RU2245999C2/en
Publication of RU2003109971A publication Critical patent/RU2003109971A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2245999C2 publication Critical patent/RU2245999C2/en

Links

Landscapes

  • Lubricants (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas extractive industry.
SUBSTANCE: method includes inputting working environment under pressure along thermo-isolated pipeline into oil-bearing bed and extracting oil to the surface through inputting pipeline. As working environment easily-boiling liquid is used. It is fed along force thermo-isolated pipeline with reduction assembly and sprayer at end. Easily-boiling liquid is fed under pressure, enough for dispersing easily-boiling liquid on smallest drops and forming a foam of bubbles of easily-boiling liquid and oil from bed. It is fed into inputting pipeline placed coaxially outside force pipeline. Mixture of steam of easily-boiling liquid and oil is extracted to surface. Mixture is separated, oil is gathered, and steam of liquid is condensed for repeated use in well.
EFFECT: higher efficiency.
1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для транспортировки по трубопроводу газожидкостной смеси продукции скважин нефтяных месторождений.The invention relates to the oil industry and is intended for transportation through the pipeline of a gas-liquid mixture of the production of oil wells.

Известен способ добычи нефти из скважин с напорным и заборным трубопроводами, в которые нефть закачивают с помощью насоса. Авторское свидетельство СССР №1384871, МПК: F 17 D 1/12, 1988 г.A known method of oil production from wells with pressure and intake pipelines into which oil is pumped using a pump. USSR copyright certificate No. 1384871, IPC: F 17 D 1/12, 1988

Недостатком способа является низкая производительность, т.к. за время остановки насоса подача продукции скважин в напорный трубопровод не осуществляется.The disadvantage of this method is the low productivity, because during the stop of the pump, the supply of well products to the pressure pipe is not carried out.

Известен способ добычи нефти из скважин с напорным и заборным трубопроводами, при котором в напорный трубопровод с помощью компрессора вводят рабочую среду. Газожидкостная смесь позволяет увеличить дальность транспортировки от скважин до конечного пункта сбора продукции, но только для неглубоких и богатых месторождений. Патент Российской Федерации №2029074, МПК: Е 21 В 43/00,1995 г.A known method of oil production from wells with pressure and intake pipelines, in which a working medium is introduced into the pressure pipe using a compressor. The gas-liquid mixture allows you to increase the transportation distance from the wells to the final collection point, but only for shallow and rich fields. Patent of the Russian Federation No. 2029074, IPC: E 21 B 43 / 00.1995

Известен гравитационный паросиловой способ добычи нефти из скважин напорным и заборным трубопроводами, при котором по напорному теплоизолированному трубопроводу в нефтеносный слой вводят рабочую среду под давлением и извлекают на поверхность нефть через заборный трубопровод. Патент Российской Федерации №2117756, Е 21 В 43/24, 1998 г. (Прототип).There is a known gravitational steam-powered method of oil production from wells by pressure and intake pipelines, in which a pressure medium is introduced into the oil layer through a pressure-insulated pressure pipe and oil is extracted to the surface through the intake pipe. Patent of the Russian Federation No. 2117756, Е 21 В 43/24, 1998 (Prototype).

Недостатком способа является снижение приемистости и темпа нагнетания пара при его закачке в нагнетательные скважины. Это связано с тем, что в период закачки пара отбор жидкости из пласта не ведут, вследствие чего по мере заполнения порового пространства пласта паром увеличивается пластовое давление в районе призабойных зон нагнетательных скважин. Снижение темпа нагнетания пара приводит к снижению темпа прогрева залежи и увеличению сроков его разработки. Другим недостатком известного способа является то, что в период отбора нефти основным процессом является гравитационное истечение нефти, скорость которого низка, а гидродинамическое вытеснение не используется. Это приводит к снижению темпов отбора нефти.The disadvantage of this method is the decrease in injectivity and the rate of injection of steam during its injection into injection wells. This is due to the fact that during the period of steam injection, no fluid is taken from the formation, as a result of which, as the pore space of the formation is filled with steam, the reservoir pressure increases in the region of the bottom-hole zones of injection wells. A decrease in the rate of steam injection leads to a decrease in the rate of heating of the reservoir and an increase in the time for its development. Another disadvantage of this method is that during the oil extraction period, the main process is the gravitational flow of oil, the speed of which is low, and hydrodynamic displacement is not used. This leads to a decrease in the rate of oil extraction.

Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности разработки месторождения путем увеличения темпов отбора из нее нефти за счет регулирования режимов закачки пара и отбора нефти с учетом изменения термодинамического состояния пласта.The objective of the present invention is to increase the efficiency of field development by increasing the rate of oil extraction from it by regulating the modes of steam injection and oil selection taking into account changes in the thermodynamic state of the formation.

Технический результат изобретения - повышение эффективности использования гравитационного истечения нефти и ее гидродинамического истечения за счет паросилового воздействия на пласт, содержащий высоковязкую нефть.The technical result of the invention is to increase the efficiency of using gravitational oil outflow and its hydrodynamic outflow due to steam-force impact on the reservoir containing highly viscous oil.

Технический результат изобретения достигается тем, что в способе добычи нефти из скважин с напорным и заборным трубопроводами, при котором по напорному теплоизолированному трубопроводу в нефтеносный слой вводят рабочую среду под давлением и извлекают на поверхность нефть через заборный трубопровод, в качестве рабочей среды используют легкокипящую жидкость, подают ее по напорному теплоизолированному трубопроводу, с редукционным узлом и форсункой на конце, под давлением, достаточным для диспергирования легкокипящей жидкости на мельчайшие капли и создания пены, возникающей из пузырьков легкокипящей жидкости и нефти из пласта, которую подают в заборный трубопровод, расположенный коаксиально снаружи напорного, и извлекают на поверхность в виде смеси пара легкокипящей жидкости и нефти, смесь сепарируют, собирают нефть, а пар легкокипящей жидкости конденсируют для повторного использования в скважине.The technical result of the invention is achieved by the fact that in the method of oil production from wells with pressure and intake pipelines, in which a pressure-sensitive heat-insulated pipeline is introduced into the oil-bearing layer under pressure and oil is extracted to the surface through the intake pipe, low-boiling liquid is used as the working medium, it is fed through a heat-insulated pressure pipe, with a pressure reducing unit and nozzle at the end, at a pressure sufficient to disperse the low-boiling liquid finely These drops and the creation of foam arising from bubbles of low boiling liquid and oil from the reservoir, which is fed into the intake pipe located coaxially outside the pressure line, are removed to the surface in the form of a mixture of a pair of low boiling liquid and oil, the mixture is separated, oil is collected, and the vapor of low boiling liquid condensed for reuse in the well.

Способ заключается в том, что в скважину по теплоизолированному трубопроводу с редукционным узлом и форсункой на конце подают через форсунку на дно скважины легкокипящую жидкость, например жидкий аммиак или диоксид углерода. Легкокипящую жидкость подают под давлением, достаточным для диспергирования поданной жидкости в форсунке на мельчайшие капли и создания пенящейся смеси из нефти и пузырьков легкокипящей жидкости.The method consists in the fact that a low-boiling liquid, for example liquid ammonia or carbon dioxide, is fed through a nozzle to the bottom of a well through a heat-insulated pipeline with a pressure reducing unit and a nozzle at the end. The low boiling liquid is supplied at a pressure sufficient to disperse the supplied liquid in the nozzle into the smallest drops and create a foaming mixture of oil and bubbles of low boiling liquid.

Полученная таким образом пена поднимается вверх по скважине под действием внешнего компрессора, а также давления насыщенных паров кипящей жидкости. Пары жидкости отделяют сепаратором и подают в холодильный агрегат, в котором их переводят в жидкое состояние и повторно возвращают на дно скважины. Количество и рабочее давление жидкости регулируют для оптимизации процесса в конкретных условиях эксплуатации.Thus obtained foam rises up the well under the action of an external compressor, as well as the saturated vapor pressure of the boiling liquid. The liquid vapor is separated by a separator and fed to the refrigeration unit, in which they are transferred to the liquid state and returned to the bottom of the well. The amount and working pressure of the liquid are adjusted to optimize the process in specific operating conditions.

Попадая на дно скважины, легкокипящая жидкость, проходя форсунку, разбивается на мельчайшие капли (диспергируется) и испаряется, образуя пузырьковую паронефтяную смесь (пену). Плотность этой пены ρп может снижаться до величины, в 3-10 раз меньшей плотности чистой нефти. Поэтому при давлении пласта, компрессоров и давлении насыщенных паров, равных, например, 10 атм, нефтяная пена поднимается на высоту 300-1000 м. Это обеспечивает ее дальнейшую эвакуацию из скважины.Once at the bottom of the well, a boiling liquid passing through the nozzle breaks up into tiny drops (disperses) and evaporates, forming a bubble vapor-oil mixture (foam). The density of this foam ρ p can be reduced to a value 3-10 times lower than the density of pure oil. Therefore, at reservoir pressure, compressors and saturated vapor pressure equal to, for example, 10 atm, oil foam rises to a height of 300-1000 m. This ensures its further evacuation from the well.

На чертеже схематично представлен комплекс добычи нефти из скважин. Комплекс добычи нефти содержит заборный трубопровод 1, откачкой насос 2, компрессор 3, холодильный агрегат 4, напорный теплоизолированный трубопровод 5, редукционный узел 6, форсунку 7, сепаратор, 8, соединительный трубопровод 9 и стартовое устройство 10.The drawing schematically shows a complex of oil production from wells. The oil production complex contains an intake pipe 1, a pumping pump 2, a compressor 3, a refrigeration unit 4, a heat-insulated pressure pipe 5, a pressure reducing unit 6, a nozzle 7, a separator, 8, a connecting pipe 9 and a starting device 10.

Под действием сил гравитации или принудительно повышенном давлении в нефтяном пласте нефть в скважине поднимается до некоторого уровня Н над дном скважины, покрывая форсунку 7. В форсунку 7 через редукционный узел 6 подают по напорному теплоизолированному трубопроводу 5 из холодильного агрегата 4 легкокипящую жидкость. Попадая в форсунку 7, она распыляется, испаряется и, смешиваясь с нефтью, превращается в пену, плотность которой ρп во много раз ниже плотности нефти. Образующаяся пена по закону Архимеда и под действием сил гравитации поднимается по сборному трубопроводу вверх до нового уровня H1, который определяется из соотношения:Under the influence of gravitational forces or forcedly increased pressure in the oil reservoir, the oil in the well rises to a certain level H above the bottom of the well, covering nozzle 7. Into nozzle 7, a low-boiling liquid is supplied via pressure-insulated pipe 5 from the refrigeration unit 4 through a pressure-insulated pipe 5 from the refrigeration unit 4. Once in nozzle 7, it is sprayed, vaporized and, mixed with oil, turns into foam, whose density ρ p is many times lower than the density of oil. The resulting foam according to the law of Archimedes and under the influence of gravity rises through the collection pipe up to a new level H 1 , which is determined from the ratio:

H1=H*(1+ρнефтипены).H 1 = H * (1 + ρ oil / ρ foam ).

Нефть из поднявшейся пены выбирается насосом 2, а пар отделяется сепаратором 8 и возвращается по соединительному трубопроводу 9 в холодильный агрегат 4. Запуск всей системы в действие производят стартовым устройством 10.Oil from the rising foam is selected by the pump 2, and the steam is separated by a separator 8 and returned through the connecting pipe 9 to the refrigeration unit 4. The entire system is put into operation by the starting device 10.

При использовании аммиака, у которого Ткип=-33°С (240°К) при давлении 1 атм, теплота парообразования r=1500 кДж/кг, во время испарения 1 кг происходит рождение пузырьков объемом 1,73 м3.When using ammonia, in which T bale = -33 ° C (240 ° K) at a pressure of 1 atm, the heat of vaporization is r = 1500 kJ / kg, during the evaporation of 1 kg, bubbles of 1.73 m 3 are generated.

При смешении этого объема с 1 м3 нефти образуется пена объемом 2,73 м3 массой 103 кг и плотностью пены ρп=370 кг/ м3.When this volume is mixed with 1 m 3 of oil, a foam is formed with a volume of 2.73 m 3 weighing 10 3 kg and a foam density ρ p = 370 kg / m 3 .

При избыточном давлении 10 атм пена поднимается до уровня 300 м. Если избыточное давление мало, то дополнительный перепад давления в скважине из-за давления насыщенных паров становится решающим. Для аммиака давление насыщенных паров при температуре +20-+30°С составляет 10-15 атм соответственно. Поэтому высота подъема пены будет определяться именно давлением насыщенных паров.At an overpressure of 10 atm, the foam rises to a level of 300 m. If the overpressure is low, then the additional pressure drop in the well due to saturated vapor pressure becomes decisive. For ammonia, the saturated vapor pressure at a temperature of + 20- + 30 ° C is 10-15 atm, respectively. Therefore, the height of the foam will be determined precisely by the pressure of saturated vapor.

Для расчета конкретной системы откачки нефти из скважины глубиной 1 км будем считать, что в пене объем пузырьков в 10 раз больше, чем объем нефти. Тогда плотность пены ρп будет в 10 раз меньше плотности нефти ρн. Для определенности возьмем ρн=800 кг/м3, а ρп=80 кг/м3. Если принять давление насыщенных паров аммиака Р=8*105 Па (8 атм), то пена заполнит полностью скважину глубиной 1 км.To calculate a specific system for pumping oil from a well 1 km deep, we assume that the volume of bubbles in the foam is 10 times greater than the volume of oil. Then the density of the foam ρ p will be 10 times lower than the density of oil ρ n . For definiteness, we take ρ n = 800 kg / m 3 and ρ p = 80 kg / m 3 . If we take the pressure of saturated vapor of ammonia P = 8 * 10 5 Pa (8 atm), then the foam will completely fill the well with a depth of 1 km.

Для наглядности удобно принять площадь поперечного сечения скважины S=0,1 м2, а скорость истечения пены из скважины vп=1 м/с. За 1 секунду из скважины будет выходить газ объемом Vг=0,1 м3 и нефть объемом Vн=0,01 м3 или массой Мн=8 кг.For clarity, it is convenient to take the cross-sectional area of the well S = 0.1 m 2 , and the foam outflow velocity from the well v p = 1 m / s. In 1 second, gas with a volume of V g = 0.1 m 3 and oil with a volume of V n = 0.01 m 3 or a mass of M n = 8 kg will leave the well.

Если принять, что плотность насыщенных паров аммиака при нормальных условиях ρам=0,6 кг/м3, масса вышедшего газа составит величину М=0,06 кг. Для создания непрерывного процесса откачки нефти с производительностью П=8 кг/с необходимо закачивать именно такое количество жидкого аммиака, с помощью холодильного агрегата, то есть 0,06 кг/с. Для конденсации паров необходимо их охладить, отобрав теплоту конденсации в количестве:If we assume that the density of saturated ammonia vapors under normal conditions is ρ am = 0.6 kg / m 3 , the mass of the released gas will be M am = 0.06 kg. To create a continuous process of pumping oil with a capacity of P = 8 kg / s, it is necessary to pump just such an amount of liquid ammonia using a refrigeration unit, that is, 0.06 kg / s. To condense the vapors, it is necessary to cool them, taking the heat of condensation in the amount of:

Qхол=rамам=1,5 (МДж/кг)*0,06 (кг)=90 (кДж) в секунду,Q hol = r am * M am = 1.5 (MJ / kg) * 0.06 (kg) = 90 (kJ) per second,

rам - удельная теплота парообразования аммиака.r am - specific heat of vaporization of ammonia.

Следует отметить, что испарение аммиака в скважине приводит к охлаждению нефти. Однако это охлаждение относительно невелико. Теплоемкость нефти составляет величину 2 кДж/кг*К, соответственно 8 кг нефти передают теплоту аммиаку 16 кДж/К. Поскольку аммиак отбирает от нефти ~ 100 кДж/с, то охлаждение нефти происходит на ΔТ=6°С. Если плотность пены будет в 2-3 раза больше, то ΔT не превышает 3°С. Приведенные оценки носят приблизительный характер. Необходимо учитывать изменение объема и количества пузырьков по глубине скважины из-за изменения гидростатического и газодинамического давлении. В частности, при изменении давления от 1 атм на поверхности слоя нефти до 10 атм на дне скважины (толщина слоя нефти) объем пузырьков уменьшается в 10 раз. Поэтому усредненное значение объема пузырьков по всей толщине слоя составит 0,5-0,6 от максимального значения. В результате этого подъем пены составит не 1000 м, а 500-600 м, при рассмотрении только статического режима без учета появления новых пузырьков, их перемещения и работы сил газодинамического давления паров внутри пузырьков при подъеме.It should be noted that the evaporation of ammonia in the well leads to cooling of the oil. However, this cooling is relatively small. The heat capacity of oil is 2 kJ / kg * K, respectively, 8 kg of oil transfer heat to ammonia 16 kJ / K. Since ammonia takes ~ 100 kJ / s from oil, the oil is cooled at ΔТ = 6 ° С. If the density of the foam is 2-3 times higher, then ΔT does not exceed 3 ° C. The estimates given are approximate. It is necessary to take into account the change in the volume and number of bubbles along the depth of the well due to changes in hydrostatic and gas-dynamic pressure. In particular, when the pressure changes from 1 atm on the surface of the oil layer to 10 atm at the bottom of the well (oil layer thickness), the volume of bubbles decreases by 10 times. Therefore, the average value of the volume of bubbles over the entire thickness of the layer will be 0.5-0.6 of the maximum value. As a result, the rise of the foam will not be 1000 m, but 500-600 m, when considering only the static regime without taking into account the appearance of new bubbles, their movement and the work of the gas-dynamic vapor pressure inside the bubbles when rising.

Кроме того, пласт может давать нефть в количестве больше или меньше 8 кг, которое принято в оценке. Поэтому объем пузырьков и количество подаваемой рабочей среды необходимо менять за счет редуцированной подачи аммиака в скважину.In addition, the reservoir can produce oil in an amount of more or less than 8 kg, which is accepted in the assessment. Therefore, the volume of bubbles and the amount of supplied working medium must be changed due to the reduced supply of ammonia into the well.

Второй пример добычи нефти основан на использовании в качестве рабочей жидкости диоксида углерода. Он привлекателен тем, что у СO2 давление насыщенных паров при температуре 20-30°С достигает величины 40-50 атм. Это позволяет добывать особо вязкую нефть с любых глубин. Однако сделанные выше замечания о влиянии гидростатического давления, а также необходимость более глубокого охлаждения рабочей жидкости (Ткип=-76°С) требует расчетов возможности его практического использования для конкретных месторождений.The second example of oil production is based on the use of carbon dioxide as a working fluid. It is attractive in that in CO 2 the vapor pressure at a temperature of 20-30 ° C reaches 40-50 atm. This allows the production of highly viscous oil from any depth. However, the above remarks on the effect of hydrostatic pressure, as well as the need for deeper cooling of the working fluid (T boil = -76 ° C) require calculations of the possibility of its practical use for specific fields.

Наиболее важным моментом является физическая основа способа добычи нефти. Как только пузырек объемом V0 родился в жидкости (нефти), на него действует выталкивающая сила Архимеда:The most important point is the physical basis of the method of oil production. As soon as a bubble of volume V 0 was born in a liquid (oil), the buoyancy force of Archimedes acts on it:

F=V0*(ρнефтипара)*g, где g - ускорение свободного падения.F = V 0 * ( oil ρ -ρ steam ) * g, where g is the acceleration of gravity.

Наличие этой силы, вызванной действием силы гравитации, позволяет создать пену по всей глубине скважины. А работа этой силы с учетом работы паров рабочей жидкости при расширении, в конечном итоге, направлена на увеличение разности между давлением окружающих нефтяных пластов и давлением на дне скважины. По закону сообщающихся сосудов нефть постоянно заполняет межтрубное пространство напорного 5 и заборного трубопроводов 1.The presence of this force, caused by the action of the force of gravity, allows you to create foam throughout the depth of the well. And the work of this force, taking into account the work of the working fluid vapor during expansion, is ultimately aimed at increasing the difference between the pressure of the surrounding oil reservoirs and the pressure at the bottom of the well. According to the law of communicating vessels, oil constantly fills the annulus of pressure 5 and intake pipelines 1.

Claims (1)

Способ добычи нефти из скважин с напорным и заборным трубопроводами, при котором по напорному теплоизолированному трубопроводу в нефтеносный слой вводят рабочую среду под давлением и извлекают на поверхность нефть через заборный трубопровод, отличающийся тем, что в качестве рабочей среды используют легкокипящую жидкость, подают ее по напорному теплоизолированному трубопроводу с редукционным узлом и форсункой на конце под давлением, достаточным для диспергирования легкокипящей жидкости на мельчайшие капли и создания пены из пузырьков легкокипящей жидкости и нефти из пласта, которую подают в заборный трубопровод, расположенный коаксиально снаружи напорного, и извлекают на поверхность в виде смеси пара легкокипящей жидкости и нефти, смесь сепарируют, собирают нефть, а пар легкокипящей жидкости конденсируют для повторного использования в скважине.A method of oil production from wells with pressure and intake pipelines, in which a pressure-sensitive heat-insulated pipeline is used to inject a working medium into the oil layer and to extract oil to the surface through a sampling pipeline, characterized in that low-boiling liquid is used as a working medium, and it is supplied through a pressure head heat-insulated pipeline with a pressure reducing unit and nozzle at the end under pressure sufficient to disperse the boiling liquid into tiny drops and create bubble foam in low-boiling fluid and oil from the reservoir, which is fed into the intake pipe coaxially outside the pressure head and is removed to the surface as a mixture of a pair of low-boiling liquid and oil, the mixture is separated, oil is collected, and the low-boiling liquid vapor is condensed for reuse in the well.
RU2003109971/03A 2003-04-08 2003-04-08 Gravitational steam-power oil extraction method RU2245999C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2003109971/03A RU2245999C2 (en) 2003-04-08 2003-04-08 Gravitational steam-power oil extraction method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2003109971/03A RU2245999C2 (en) 2003-04-08 2003-04-08 Gravitational steam-power oil extraction method

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2003109971A RU2003109971A (en) 2004-11-20
RU2245999C2 true RU2245999C2 (en) 2005-02-10

Family

ID=35209006

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2003109971/03A RU2245999C2 (en) 2003-04-08 2003-04-08 Gravitational steam-power oil extraction method

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2245999C2 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2618798C2 (en) * 2012-06-05 2017-05-11 Налко Компани In situ extraction from oil-bearing sand by ammonia

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2618798C2 (en) * 2012-06-05 2017-05-11 Налко Компани In situ extraction from oil-bearing sand by ammonia

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US5547021A (en) Method and apparatus for fluid production from a wellbore
US20060157335A1 (en) Low energy vacuum distillation method and apparatus
US3004601A (en) Method and apparatus for augmenting oil recovery from wells by refrigeration
US7597785B2 (en) Low energy vacuum distillation method and apparatus
AU3654600A (en) Method for extracting methane hydrate on the ocean floor
Jaupart Physical models of volcanic eruptions
US4091623A (en) Geothermal actuated method of producing fresh water and electric power
CA2515901A1 (en) Liquid carbon dioxide cleaning of wellbores and near-wellbore areas
Lau Alkaline steam foam: Concepts and experimental results
RU2245999C2 (en) Gravitational steam-power oil extraction method
AU2019201595A1 (en) Method and apparatus for dampening flow variations and pressurizing carbon dioxide
US5263322A (en) Method of recovering energy from liquids in deep cavities
Kumar et al. Analysis of a jet-pump-assisted vacuum desalination system using power plant waste heat
Abou Taleb et al. Experimental study of an air lift pump
US6202417B1 (en) Ocean thermal gradient hydraulic power plant
RU2246000C2 (en) Oil deposits extraction complex
CA2662988C (en) A method and system for removing liquid from a gas well
US4647272A (en) Method and lift pump for raising liquids
US4132077A (en) Process and apparatus for obtaining useful energy from a body of liquid at moderate temperature
CN105246575B (en) Systems and methods for recovering dimethyl ether from gas mixtures and liquid mixtures
RU2335459C1 (en) Method of deaerated salty water desalination and device for its implementation
US4666377A (en) Method and lift pump and raising liquids
US2240176A (en) Refrigeration
RU2142580C1 (en) Fluid-jet deaeration method and jet-type deaeration unit
RU2490440C1 (en) Oil production method

Legal Events

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

Effective date: 20060409

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20080210

PD4A Correction of name of patent owner
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20090409

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20111027

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20140409

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20160420

RH4A Copy of patent granted that was duplicated for the russian federation

Effective date: 20160704

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20210409