RU2809364C1 - Способ извлечения нефти, конденсата и углеводородного газа - Google Patents
Способ извлечения нефти, конденсата и углеводородного газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2809364C1 RU2809364C1 RU2023110369A RU2023110369A RU2809364C1 RU 2809364 C1 RU2809364 C1 RU 2809364C1 RU 2023110369 A RU2023110369 A RU 2023110369A RU 2023110369 A RU2023110369 A RU 2023110369A RU 2809364 C1 RU2809364 C1 RU 2809364C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- carbon dioxide
- oil
- cluster
- condensate
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 104
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 99
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 94
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 286
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 268
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 134
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 134
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 55
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 53
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims abstract description 44
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 43
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 25
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 23
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 23
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 12
- -1 amine hydrocarbon Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 5
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 48
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 30
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 6
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 5
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims description 2
- 239000000284 extract Substances 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 abstract 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 19
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 10
- 239000000047 product Substances 0.000 description 10
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 8
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 6
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 6
- 239000002269 analeptic agent Substances 0.000 description 5
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 5
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 5
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 4
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 4
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 4
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 3
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 3
- 230000000779 depleting effect Effects 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000002044 hexane fraction Substances 0.000 description 3
- XBFMJHQFVWWFLA-UHFFFAOYSA-N hexane;pentane Chemical compound CCCCC.CCCCCC XBFMJHQFVWWFLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 3
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 2
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 125000000740 n-pentyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000008239 natural water Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010819 recyclable waste Substances 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 102200118166 rs16951438 Human genes 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000007086 side reaction Methods 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к способу извлечения нефти, конденсата и углеводородного газа. Техническим результатом является обеспечение формирования связей между добывающим и перерабатывающим элементами единого кластера, его функционирование в динамических условиях изменения состава добываемого углеводородного газа и различной продуктивности месторождений, входящих в кластер, а также увеличение выхода товарной продукции. Способ включает, по крайней мере, два газоконденсатных месторождения с нефтяными оторочками - истощаемое и высокопродуктивное - с различным содержанием примесей сероводорода и диоксида углерода в добываемом углеводородном газе и входящих в состав единого газодобывающего и газоперерабатывающего кластера. Также способ включает закачку в пласты газоконденсатного месторождения с нефтяными оторочками диоксида углерода и извлечение газожидкостной смеси с последующим разделением ее на углеводородный газ и жидкость. Также способ включает очистку от примесей сероводорода и диоксида углерода на газоперерабатывающем элементе кластера с возвращением выделенного диоксида углерода на газодобывающий элемент кластера. В зависимости от соотношения диоксида углерода к сероводороду в очищаемом углеводородном газе извлечение этих примесей из газа истощаемого и высокопродуктивного газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками на газоперерабатывающем элементе кластера выполняют раздельно в одну или две ступени абсорбционной очистки с последующим направлением части полученных кислых газов на установку по производству серы. Газ высокопродуктивного газоконденсатного месторождения с нефтяными оторочками, в котором соотношение сероводорода к диоксиду углерода существенно более 1:1, направляют на установку селективной аминовой очистки углеводородного газа, где выделяют сероводород с допустимой примесью диоксида углерода, поступающий на установку получения элементной серы. При соотношении диоксида углерода к сероводороду существенно более 1:1 очищают в две ступени: на первой ступени абсорбционной селективной очистки обогащенного диоксидом углерода газа извлекают максимально сероводород и частично диоксид углерода в соотношении, необходимом для эффективной работы установки по производству серы. На второй ступени глубокой абсорбционной очистки газа извлекают диоксид углерода, направляемого далее на газодобывающий элемент кластера, извлеченный из газа избыточный диоксид углерода в процессе его подготовки направляют на компримирование до давления 7,0-8,0 МПа и конденсируют для последующего транспорта в жидком виде на истощаемое и высокопродуктивное газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками, в диапазоне от 0 до 100% от всего объема выработки диоксида углерода, поддерживая отклонение прироста углекислого газа от природного содержания на разрабатываемых месторождениях на уровне не более 20%, в пределах допустимого для проведения процесса абсорбции первой и второй ступеней. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Способ извлечения нефти, конденсата и углеводородного газа может быть использован на предприятиях газодобывающей и газоперерабатывающей отраслей промышленности, входящих в единый технико-экономический региональный кластер на базе газоконденсатных месторождений.
Для повышения извлечения углеводородов из газоконденсатного месторождения рекомендуется нагнетать в газоконденсатный пласт различные агенты в газовой или жидкой фазе как углеводородного, так и неуглеводородного происхождения: диоксид углерода, легкие углеводороды, природный газ, воду и другие вещества (Тер-Саркисов P.M. Разработка и добыча трудноизвлекаемых запасов углеводородов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005. - С. 407).
Известен способ доразработки истощенных залежей природных углеводородов согласно которому:
- подготавливают залежь к доразработке;
- создают и/или используют, по меньшей мере, одну нагнетательную скважину для закачки в залежь, по меньшей мере, одного включающего диоксид углерода рабочего агента, используемого для получения водорода, кислорода, гомологов метана на основе выявленной каталитической реакции, а также доизвлечения оставшихся в пласте природных углеводородов;
- закачивают, по меньшей мере, один содержащий диоксид углерода рабочий агент до достижения заданного пластового давления в залежи;
- создают и/или используют, по меньшей мере, одну добывающую скважину;
- начинают добычу пластовых флюидов после достижения заданного пластового давления в залежи;
- из добытых пластовых флюидов выделяют воду, углеводороды, водород, кислород и диоксид углерода;
- добытую воду и непрореагировавший диоксид углерода направляют, по крайней мере, в одну нагнетательную скважину для повторной закачки в залежь (патент на изобретение RU 2514078, МПК Е21В 43/16, заявлен 02.03.2012 г., опубликован 27.01.2014 г.). Недостатками данного изобретения являются:
• необходимость наличия на месторождении не входящих в номенклатуру оборудования газодобывающих предприятий инфраструктур для отделения повторно закачиваемого диоксида углерода;
• проблематичность разложения воды на водород и кислород и получения углеводородов из водного раствора диоксида углерода при комнатной температуре и давлении 1-1,5 МПа на железосодержащих катализаторах непосредственно в пласте с образованием углеводородов.
Известен способ разработки углеводородной залежи, включающий бурение скважины и вскрытие продуктивного пласта, установку в скважине эксплуатационной колонны, насосно-компрессорных труб, пакера и хвостовика, непрерывную закачку с дневной поверхности через межтрубное пространство стимулирующего агента, которым обрабатывают прискважинную зону продуктивного пласта, и добычу углеводородов, при этом пакер устанавливают у кровли продуктивного пласта, а стимулирующим агентом обрабатывают прискважинную зону всего продуктивного пласта путем доставки этого агента в продуктивный пласт через зоны хвостовика, которые располагают между интервалами притока углеводородов в ствол скважины, пакер выполняют с возможностью инвертирования встречных коаксиальных потоков закачиваемого стимулирующего агента и добываемых углеводородов (патент на изобретение RU 2324048, МПК Е21В 43/16, Е21В 37/00, заявлен 24.05.2006 г., опубликован 10.05.2008 г.).
Недостатками данного изобретения являются:
• выборочная обработка стимулирующим агентом исключительно призабойной зоны вблизи работающей на отбор продукта продуктовой скважины, оставляющая основную массу пласта вне воздействия стимулирующего агента;
• отсутствие указаний о типе стимулирующего агента, его источнике, принципе отделения от выводимой из продуктовой скважины смеси газа, газоконденсата и стимулирующего агента;
• отсутствие на газодобывающих предприятиях оборудования, позволяющего отделять фракцию углеводородов С5 и выше от попутного газа.
Известен также способ извлечения нефти, конденсата и высокомолекулярных соединений на комплексе, включающем, по крайней мере, два газоконденсатных месторождения с нефтяными оторочками -истощаемое и высокопродуктивное - с различным содержанием примесей сероводорода и диоксида углерода в добываемом углеводородном газе и входящем в состав единого газодобывающего и газонефтеперерабатывающего кластера, заключающийся в закачке в пласты газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками диоксида углерода и извлечении газожидкостной смеси с последующим разделением на углеводородный газ и жидкость, очищаемые от примесей сероводорода и диоксида углерода с выработкой товарных продуктов, диоксид углерода для закачки в пласты первого - истощаемого - газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой, на котором извлекают углеводородный газ с низким содержанием примеси диоксида углерода и соотношением примесей сероводорода и диоксида углерода на уровне (2-4):1, на начальной стадии работы вырабатывают из добываемого углеводородного газа второго - высокопродуктивного - газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой, имеющего большее количество диоксида углерода и соотношение примесей сероводорода и диоксида углерода, близкое к 1:1, и подвергаемого очистке на газоперерабатывающих объектах единого газодобывающего и газонефтеперерабатывающего кластера, имеющих в своем составе отделения для раздельной очистки добываемого углеводородного газа первого и второго газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками, при этом для добываемого углеводородного газа первого газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой очистку на начальном этапе его эксплуатации осуществляют в одну ступень с глубоким удалением одновременно сероводорода и диоксида углерода, но, по мере повышения концентрации примеси диоксида углерода в газе и приближения соотношения примесей сероводорода и диоксида углерода к 1:1, переходят на две ступени очистки - селективную и глубокую, а очистку добываемого углеводородного газа второго газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой постоянно осуществляют в две ступени - селективную и глубокую, после которых извлеченный диоксид углерода направляют на компримирование до давления 7,0-8,0 МПа для последующего транспорта в жидком виде до первого газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой, где закачку осуществляют в нагнетательные скважины, размещенные на участках добычи газа и газоконденсата, а также газа и нефти на нефтяных оторочках, с последующим извлечением из продуктивных скважин газа, конденсата, в том числе ретроградного, и высокомолекулярных соединений, которые далее разделяют на газовую и жидкую фазы, при этом газовую фазу транспортируют на газоперерабатывающие предприятия, а жидкую фазу - на нефтеперерабатывающие предприятия единого газодобывающего и газонефтеперерабатывающего кластера (патент на изобретение RU 2613644, МПК Е21В 43/16, C10G 5/00, Е21В 43/40, заявлен 30.12.2015 г., опубликован 21.03.2017 г.). Недостатком данного изобретения является отсутствие интенсифицирующего внешнего воздействия на продуктивность второго месторождения.
При создании изобретения была поставлена задача формирования связей между добывающим и перерабатывающим элементами единого газодобывающего и газоперерабатывающего кластера, обеспечивающих его функционирование в динамических условиях изменения состава добываемого газа и различной продуктивности месторождений, входящих в кластер, а также увеличение выхода товарной продукции.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе извлечения нефти, конденсата и углеводородного газа на комплексе, включающем, по крайней мере, два газоконденсатных месторождения с нефтяными оторочками - истощаемое и высокопродуктивное - с различным содержанием примесей сероводорода и диоксида углерода в добываемом углеводородном газе и входящих в состав единого газодобывающего и газоперерабатывающего кластера, заключающемся в закачке в пласты газоконденсатного месторождения с нефтяными оторочками диоксида углерода и извлечения газожидкостной смеси с последующим разделением ее на углеводородный газ и жидкость, очищаемые от примесей сероводорода и диоксида углерода на газоперерабатывающем элементе кластера с возвращением выделенного диоксида углерода на газодобывающий элемент кластера, при этом в зависимости от соотношения диоксида углерода к сероводороду в очищаемом углеводородном газе извлечение этих примесей из газа истощаемого и высокопродуктивного газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками на газоперерабатывающем элементе кластера выполняют раздельно в одну или две ступени абсорбционной очистки с последующим направлением части полученных кислых газов на установку по производству серы, при этом газ высокопродуктивного газоконденсатного месторождения с нефтяными оторочками, в котором соотношение сероводорода к диоксиду углерода существенно более 1:1, поступает на установку селективной аминовой очистки углеводородного газа, где выделяется сероводород с допустимой примесью диоксида углерода, поступающий на установку получения элементной серы, а при соотношении диоксида углерода к сероводороду существенно более 1:1 очищается в две ступени: на первой ступени абсорбционной селективной очистки обогащенного диоксидом углерода газа извлекается максимально сероводород и частично диоксид углерода в соотношении, необходимом для эффективной работы установки по производству серы, а на второй ступени глубокой абсорбционной очистки газа извлекается диоксид углерода, направляемого далее на газодобывающий элемент кластера, извлеченный из газа избыточный диоксид углерода в процессе его подготовки направляют на компримирование до давления 7,0-8,0 МПа и конденсируют для последующего транспорта в жидком виде на истощаемое и высокопродуктивное газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками в диапазоне от 0 до 100% от всего объема выработки диоксида углерода, поддерживая отклонение прироста диоксида углерода от природного содержания на разрабатываемых месторождениях на уровне не более 20%, в пределах допустимого для проведения процесса абсорбции первой и второй ступеней.
Составы газов газоконденсатных месторождений в отличие от газовых дифференцируются как в пределах пласта, так и по глубине продуктивных пластов. Пределы изменения концентраций компонентов смеси функционально связаны с газоконденсатным фактором, наличием нефтяных оторочек, литологическими особенностями вмещающих пород и наличием трещиноватостей и других нарушений. Динамический, изменяющийся в ходе эксплуатации газоконденсатного месторождения и часто не предсказуемый состав газов существенно осложняет последующую переработку флюидов газоконденсатных месторождений, не позволяя работать газоперерабатывающему предприятию в стационарном режиме.
Специфической особенностью заявляемого изобретения является создание гибких связей между добывающей и перерабатывающей элементами кластера, которые должны учитывать характеристику сырья, поступающего на переработку, при этом газ содержит, наряду с метаном и легкими углеводородами, значительное количество диоксида углерода и сероводорода, который является сырьем процесса Клауса - производства элементной серы.
Соотношение сероводорода и диоксида углерода в углеводородном газе зависит от особенностей газоконденсатного месторождения и способов его эксплуатации, а работа установок по производству элементной серы требует определенных соотношений сероводорода и диоксида углерода в газовом сырье. При этом в составе углеводородного газа при эксплуатации истощаемого газоконденсатного месторождения с нефтяными оторочками концентрация диоксида углерода значительно больше концентрации сероводорода, который преимущественно уже выделился из пласта на начальной стадии его высокопроизводительной эксплуатации и нефтеотдача от нефтяных оторочек малопродуктивна, тогда как при эксплуатации высокопродуктивного газоконденсатного месторождения с нефтяными оторочками в составе углеводородного газа концентрация диоксида углерода существенно ниже концентрации сероводорода.
При извлечении диоксида углерода и сероводорода на газоперерабатывающем элементе кластера обычно применяют абсорбционную технологию, в ходе которой жидкий абсорбент извлекает из углеводородного газа балластные компоненты, снижающие теплотворную способность производимого топлива, а при регенерации насыщенного абсорбента, сероводород и диоксид углерода выделяются как кислые газы, в которых соотношение концентраций диоксида углерода и сероводорода в значительной мере определяется их содержанием в очищаемом углеводородном газе. Полученные при регенерации абсорбента кислые газы на газоперерабатывающем элементе кластера направляются на сжигание в воздушной среде в печь-реактор процесса Клауса для получения дополнительного товарного продукта - элементной серы.
Содержание сероводорода в кислых газах более 50% по объему обеспечивает устойчивое горение кислого газа в печи-реакторе, диоксид углерода при этом является балластным компонентом. Если содержание сероводорода менее 50%, то необходимо принимать специальные меры для обеспечения стабильности пламени: предварительный подогрев кислого газа или воздуха, байпасирование части кислого газа мимо горелок, обогащение воздуха кислородом. Избыток диоксида углерода более 30% по объему (то есть при его концентрации в кислом газе более 80%) дестабилизирует горение газа, приводя к срыву факела, увеличивает расход тепла на нагрев газа до температуры реакции 1100-1300°С (так как диоксид углерода не участвует в целевой реакции и как балластный компонент потребляет значительную часть тепла процесса) и является источником образования COS и CS2, образующихся с его участием в результате протекания побочных реакций.
Когда содержание кислых компонентов в газе велико и отношение концентрации сероводорода и диоксида углерода более 1:1 (например, 1.2:1), что характерно для высокопродуктивных месторождений, то газ подвергают глубокой очистке в одну ступень, получая сразу кислый газ с составом, приемлемым для сырья процесса Клауса. Когда содержание диоксида углерода в газе увеличивается так, что соотношение сероводорода к диоксиду углерода снижается до 1:1 и менее (например, на истощаемом месторождении при закачке в пласт диоксида углерода и обогащении за счет этого диоксидом углерода продуктового газа, поступающего далее на переработку на газоперерабатывающий элемент кластера) газ подвергают сначала селективной очистке, извлекая преимущественно сероводород и получая остаточную концентрацию сероводорода в очищаемом углеводородном газе на уровне нескольких мг/м3, и получая при регенерации абсорбента кислые газы, состоящие из сероводорода с приемлемой примесью диоксида углерода, используемые как сырье для процесса Клауса, а затем дополнительно к селективной очистке углеводородный газ подвергают глубокой очистке, например аминовыми абсорбентами, получая при регенерации преимущественно диоксид углерода, который далее направляется на газодобывающий элемент кластера для дополнительного извлечения нефти, конденсата и высокомолекулярных соединений. При этом избыточный диоксид углерода в процессе его подготовки на газоперерабатывающем элементе кластера направляют на компримирование до давления 7,0-8,0 МПа и конденсируют для последующего транспорта в жидком виде на истощаемое и высокопродуктивное газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками, поскольку диоксид углерода в жидкой фазе, особенно при сверхкритических параметрах, более эффективен для повышения газонефтеотдачи месторождения, по сравнению с подачей диоксида углерода в газовой фазе.
Распределение подачи выработанного диоксида диоксида углерода на истощаемое и высокопродуктивное газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками не может быть зафиксировано как константная характеристика кластера, функционирование его в динамических условиях изменения состава добываемого газа и различной продуктивности месторождений, входящих в кластер требует соответствующего динамического изменения как технологической схемы газоперерабатывающего элемента кластера, так и распределения потоков диоксида углерода, транспортируемого в жидком виде на истощаемое и высокопродуктивное газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками, диктуемого технологической картой эксплуатации кластера.
Транспорт в жидком виде диоксида углерода на истощаемое и высокопродуктивное газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками может осуществляться в диапазоне от 0 до 100% от всего объема выработки излишков диоксида углерода, поддерживая отклонение прироста диоксида углерода от природного содержания его на разрабатываемых месторождениях на уровне не более 20%, в пределах допустимого для проведения процесса абсорбции первой и второй ступеней. Это ограничение связано с тем, что введенный в продуктивный пласт диоксид углерода в конечном итоге будет переходить в углеводородные газы, повышая в них концентрацию и, соответственно, количество диоксида углерода, и необходимо, чтобы увеличение количества диоксида углерода в углеводородном газе, поступающем на газоперерабатывающий элемент кластера не превышало допустимых сверх проектных значений максимальных величин параметров работы оборудования абсорбционных установок селективной и глубокой амиловой очистки углеводородных газов (абсорберы, десорберы, теплообменные аппараты, насосы, экспанзеры, емкости и иные аппараты).
Как вариант решения технологической карты возможен транспорт диоксида углерода в жидком виде на истощаемое и высокопродуктивное газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками в соотношении обратно пропорциональном их продуктивности по жидкой фазе. В этом случае учитывается, что при эксплуатации высокопродуктивного месторождения ввод небольшого количества диоксида углерода в пласт позволяет существенно увеличить продуктивность скважин уже за счет снижения вязкости и плотности нефти при растворении в ней диоксида углерода, тогда как для истощаемых месторождений необходимо не только снижать вязкость и плотность нефти, но и растворять оторочки высокомолекулярных соединений, для чего требуется дополнительно значительный расход диоксида углерода.
Целесообразно за счет закачки в нагнетательные скважины высокопродуктивного газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой диоксида углерода осуществлять замещение закачиваемого в месторождение углеводородного газа, что позволит за счет использования диоксида углерода как утилизируемого отхода кластера увеличить производство углеводородного газа как товарного топлива.
Полезно также перед подачей на газоконденсатные месторождения с нефтяной оторочкой в диоксид углерода впрыскивать метанол, что снижает риск гидратообразования в транспортируемых углеводородных газах, особенно в регионах Крайнего Севера и вечной мерзлоты.
Целесообразно закачку диоксида углерода производить в нагнетательные скважины, сообщающиеся с зонами скопления в пластах ретроградного конденсата и высокомолекулярных соединений, добычу которых совместно с диоксидом углерода осуществлять с помощью продуктовых скважин, расположенных в непосредственной близости от нагнетательных скважин, что упрощает доставку жидкого диоксида углерода к нефтяным оторочками и ускоряет растворение ретроградного конденсата и высокомолекулярных соединений и их перемещение к продуктовым скважинам.
На фигуре 1 представлен один из возможных вариантов принципиальной схемы единого газодобывающего и газоперерабатывающего кластера, который обеспечивает реализацию заявляемого способа извлечения нефти, конденсата и углеводородного газа, с использованием следующих обозначений:
1 - комплекс газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками;
2 - истощаемое газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой;
3 - высокопродуктивное газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой;
4 - газоперерабатывающий элемент кластера;
5.1, 5.2 - установки сепарации газожидкостной смеси;
6.1, 6.2 - установки селективной аминовой очистки углеводородного газа;
7.1, 7.2 - установки глубокой аминовой очистки углеводородного газа;
8 - установка газофракционирования углеводородного газа;
9.1, 9.2 - установки получения элементной серы;
10-35 - трубопроводы.
Единый газодобывающий и газоперерабатьшающий кластер состоит из комплекса газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками 1, в состав которого входят истощаемое газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой 2 и высокопродуктивное газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой 3, и газоперерабатывающего элемента кластера 4.
Добываемую из истощаемого газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой 2 и высокопродуктивного газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой 3 газожидкостную смесь по трубопроводам 10 и 16, соответственно, направляют для разделения на газовую и жидкую фазы на установки сепарации газожидкостной смеси 5.1 и 5.2. Газовая фаза, содержащая легкие углеводородные газы с примесью азота, сероводорода, диоксида углерода и других газов, поступает по трубопроводам 12 и 18 на газоперерабатывающий элемент кластера 4, а жидкая фаза, содержащая газовый конденсат, нефть истощаемого газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой 2 и высокопродуктивного газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой 3 и вымытые из пластов высокомолекулярные соединения, отводится по трубопроводам 11 и 17 для дальнейшей переработки.
Поступающая после установки сепарации газожидкостной смеси 5.1 на газоперерабатывающий элемент кластера 4 газовая фаза с повышенным содержанием диоксида углерода и сероводорода с их соотношением больше 1:1, добытая на истощаемом газоконденсатном месторождении с нефтяной оторочкой 2, перерабатывается последовательно: газовая фаза направляется по трубопроводу 12 на установку селективной аминовой очистки углеводородного газа 6.1, на которой из газовой фазы удаляется сероводород и частично диоксид углерода, и далее по трубопроводу 24 поступает на установку глубокой аминовой очистки углеводородного газа 7.1, где из углеводородного газа выделяется избыток диоксида углерода. Сероводород с допустимой примесью диоксида углерода, получаемый после регенерации абсорбента, после установки селективной аминовой очистки углеводородного газа 6.1 по трубопроводу 14 поступает на установку получения элементной серы 9.1 для получения элементной серы, которая по трубопроводу 15 выводится на хранение и отгрузку потребителям. Очищенный углеводородный газ после установки глубокой аминовой очистки углеводородного газа 7.1 по трубопроводу 13 поступает для разделения на установку газофракционирования углеводородного газа 8 с получением отдельных компонентов или узких фракций: топливного газа в виде метановой фракции, этановой, пропановой, бутановой, пентан-гексановой фракции или их смесей, направляемых далее по трубопроводам 25-29, соответственно, сторонним потребителям. Избыточный диоксид углерода, выделенный на установке глубокой очистки углеводородного газа 7.1 по трубопроводам 30 и 31 направляется для закачки в продуктовые пласты соответственно истощаемого газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой 2 и высокопродуктивного газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой 3 с расходами диоксида углерода согласно технологической карты кластера.
Поступающая после установки сепарации 5.2 на газоперерабатывающий элемент кластера 4 газовая фаза с содержанием диоксида углерода и сероводорода в соотношении меньшим или равным 1:1, добытая на высокопродуктивном газоконденсатном месторождении с нефтяной оторочкой 3, направляется по трубопроводу 18 на установку селективной аминовой очистки углеводородного газа 6.2, где выделяется сероводород с допустимой примесью диоксида углерода, поступающий по трубопроводу 19, на установку получения элементной серы 9.2 для получения элементной серы, которая по трубопроводу 23 выводится на хранение и отгрузку потребителям. Очищенный углеводородный газ после установки селективной аминовой очистки углеводородного газа 6.2 по трубопроводу 32 поступает для разделения на установку газофракционирования углеводородного газа 8, предварительно смешиваясь с углеводородным газом, поступающим по трубопроводу 13, с получением отдельных компонентов или узких фракций: топливного газа в виде метановой фракции, этановой, пропановой, бутановой, пентан-гексановой фракции или их смесей, направляемых далее по трубопроводам 25-29, соответственно, сторонним потребителям.
При изменении состава углеводородного газа в ходе эксплуатации высокопродуктивного газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой 3 за счет повышения в нем концентрации диоксида углерода на газоперерабатывающем элементе кластера 4 включается в эксплуатацию резервная установка глубокой аминовой очистки углеводородного газа 7.2. Поступающая после установки сепарации газожидкостной смеси 5.2 по трубопроводу 18 на газоперерабатывающий элемент кластера 4 газовая фаза с содержанием диоксида углерода и сероводорода в соотношении большим 1:1, добытая на высокопродуктивном газоконденсатном месторождении с нефтяной оторочкой 3, поступает на установку селективной аминовой очистки углеводородного газа 6.2, где выделяется сероводород с допустимой примесью диоксида углерода, поступающий по трубопроводу 19 на установку получения элементной серы 9.2 для получения элементной серы, которая по трубопроводу 23 выводится на хранение и отгрузку потребителям. Очищенный углеводородный газ после установки селективной аминовой очистки углеводородного газа 6.2 по трубопроводу 20 поступает на установку глубокой аминовой очистки углеводородного газа (в основном, от избыточного диоксида углерода) 7.2, а очищенный углеводородный газ поступает по трубопроводу 22 для разделения на установку газофракционирования углеводородного газа 8, смешиваясь при этом с углеводородным газом, поступающим по трубопроводу 13, с получением отдельных компонентов или узких фракций: топливного газа в виде метановой фракции, этановой, пропановой, бутановой, пентан-гексановой фракции или их смесей, направляемых далее по трубопроводам 25-29, соответственно, сторонним потребителям. Выделенный на установке глубокой аминовой очистки углеводородного газа от примесей 7.2 избыток диоксида углерода по трубопроводу 21 подается на истощаемое газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой 2 и по трубопроводу 35 подается на высокопродуктивное газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой 3. Значения расходов диоксида углерода по трубопроводам 21 и 35 определяются технологической картой кластера. Для поддерживания внутрипластового высокопродуктивного газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой 3 по трубопроводу 33 может подаваться часть углеводородного газа с примесью диоксида углерода после установки селективной аминовой очистки углеводородного газа 6.2 или по трубопроводу 34 может подаваться часть углеводородного газа после установки глубокой аминовой очистки углеводородного газа 7.2, Предпочтительным является вариант с подачей диоксида углерода по трубопроводу 35 на высокопродуктивное газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой под необходимым давлением вместо выше рассмотренных вариантов подачи по трубопроводу 33 части углеводородного газа с примесью диоксида углерода после установки селективной аминовой очистки углеводородного газа 6.2 или подачи по трубопроводу 34 части углеводородного газа после установки глубокой аминовой очистки углеводородного газа 7.2, поскольку ввод диоксида углерода под необходимым давлением позволяет одновременно поддерживать внутрипластовое давление, повышать отбор жидкого продукта за счет снижения его плотности и вязкости и увеличивать выход товарных продуктов на установке газофракционирования углеводородного газа 8, например, товарного топливного газа.
Предпочтительна подача диоксида углерода в истощаемое и высокопродуктивное газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками 2 и 3 по соответствующим трубопроводам в жидкой фазе, при этом, соответствующие потоки газофазного диоксида углерода компримируют и конденсируют в дополнительном блоке газоперерабатывающего элемента кластера 4 (не показан).
При динамичном изменении составов углеводородных газов и расходов потоков поступающих от истощаемого газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой 2 и высокопродуктивного газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой 3 в течение их эксплуатации изменяются технологическая схема газоперерабатывающего элемента кластера 4 и распределение потоков диоксида углерода по истощаемому и высокопродуктивному газоконденсатным месторождениям с нефтяными оторочками 2 и 3 в соответствии с вводимыми коррективами в разработанную технологическую карту кластера.
Пример. На относительно небольшом расстоянии (160 км) расположены Оренбургское газоконденсатное месторождение (12 млрд м3 газа в год с примесями (в среднем) около 2,5% сероводорода и 0,7%) диоксида углерода) и Карачаганакское газоконденсатное месторождение (19 млрд м3 газа в год с примесями (в среднем) около 4,5% сероводорода и 6,5%) диоксида углерода), которые могут служить основой формирования межгосударственного кластера при строительстве мощного газоперерабатывающего предприятия. В соответствии с рассмотренным вариантом единого газодобывающего и газоперерабатывающего кластера (фигура 1) Карачаганакское газоконденсатное месторождение может рассматриваться как истощаемое газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой 2 (валовая добыча газа по итогам 2021 года составила 19 млрд м3, а в 2020 году - 20,2 млрд м3), а Оренбургское газоконденсатное месторождение как высокопродуктивное газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой с постоянной валовой добычей газа. Углеводородные газы Оренбургское газоконденсатного месторождения с соотношением сероводород : диоксид углерода, равным 3,57, перерабатываются в одну ступень на установке селективной аминовой очистки углеводородного газа 6.2, при этом 0,3 млрд м3/год сероводорода и 0,084 млрд м3/год диоксида углеводорода будут направлены на установку получения элементной серы 9.2, Углеводородные газы Карачаганакского газоконденсатного месторождения перерабатываются последовательно на установках селективной аминовой очистки углеводородного газа 6.1 и глубокой аминовой очистки углеводородного газа 7.1, при этом 0,855 млрд м3/год сероводорода и 0.76 млрд м3/год диоксида углеводорода будут направлены на установку получения элементной серы 9.1, а 0,475 млрд м3/год диоксида углерода могут быть возвращены на месторождения для интенсификации газоконденсатной отдачи. В соответствии с технологической картой кластера предполагается выделенные из газовой фазы 0,475 млрд м3/год диоксида углерода израсходовать следующим образом: 0,2 млрд м3/год диоксида углерода направить по трубопроводу 30 на месторождение 2 (Карачаганакское газоконденсатное месторождение) для разбавления нефтяных оторочек и растворения высокомолекулярных компонентов, а 0,275 млрд м3/год диоксида углерода направить по трубопроводу 31 на месторождение 3 (Оренбургское газоконденсатное месторождение) для замены аналогичного количества неочищенного углеводородного газа закачиваемого в скважины для поддерживания внутри пластового давления. Замена 0,275 млрд м3/год углеводородного газа на 0,275 млрд м3/год диоксида углерода позволяет дополнительно произвести 0,24 млрд м3/год товарного топливного газа стоимостью 4762 руб./1000 м3 для предприятий и организаций. Экономический эффект от рассмотренного варианта функционирования кластера составляет 1,14 млрд руб./год. Дополнительная экономия может быть получена за счет использования насосов высокого давления для закачки жидкого диоксида углерода в скважины при давлении порядка 50 МПа для поддерживания внутрипластового давления вместо компрессоров для подачи углеводородного газа за счет уменьшения производительности перекачивающего агрегата при перекачке жидкости с расходом на два порядка меньше, чем при перекачке газа.
Таким образом, заявляемое изобретение решает задачу формирования связей между добывающим и перерабатывающим элементами единого кластера, обеспечивая его функционирование в динамических условиях изменения состава добываемого углеводородного газа и различной продуктивности месторождений, входящих в кластер, а также увеличение выхода товарной продукции и связанное с этим повышение экономической эффективности работы кластера.
Claims (4)
1. Способ извлечения нефти, конденсата и углеводородного газа на комплексе, включающем, по крайней мере, два газоконденсатных месторождения с нефтяными оторочками - истощаемое и высокопродуктивное - с различным содержанием примесей сероводорода и диоксида углерода в добываемом углеводородном газе и входящих в состав единого газодобывающего и газоперерабатывающего кластера, заключающийся в закачке в пласты газоконденсатного месторождения с нефтяными оторочками диоксида углерода и извлечении газожидкостной смеси с последующим разделением ее на углеводородный газ и жидкость, очищаемые от примесей сероводорода и диоксида углерода на газоперерабатывающем элементе кластера с возвращением выделенного диоксида углерода на газодобывающий элемент кластера, отличающийся тем, что в зависимости от соотношения диоксида углерода к сероводороду в очищаемом углеводородном газе извлечение этих примесей из газа истощаемого и высокопродуктивного газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками на газоперерабатывающем элементе кластера выполняют раздельно в одну или две ступени абсорбционной очистки с последующим направлением части полученных кислых газов на установку по производству серы, при этом газ высокопродуктивного газоконденсатного месторождения с нефтяными оторочками, в котором соотношение сероводорода к диоксиду углерода существенно более 1:1, направляют на установку селективной аминовой очистки углеводородного газа, где выделяют сероводород с допустимой примесью диоксида углерода, поступающий на установку получения элементной серы, а при соотношении диоксида углерода к сероводороду существенно более 1:1 очищают в две ступени: на первой ступени абсорбционной селективной очистки обогащенного диоксидом углерода газа извлекают максимально сероводород и частично диоксид углерода в соотношении, необходимом для эффективной работы установки по производству серы, а на второй ступени глубокой абсорбционной очистки газа извлекают диоксид углерода, направляемого далее на газодобывающий элемент кластера, извлеченный из газа избыточный диоксид углерода в процессе его подготовки направляют на компримирование до давления 7,0-8,0 МПа и конденсируют для последующего транспорта в жидком виде на истощаемое и высокопродуктивное газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками, в диапазоне от 0 до 100% от всего объема выработки диоксида углерода, поддерживая отклонение прироста углекислого газа от природного содержания на разрабатываемых месторождениях на уровне не более 20%, в пределах допустимого для проведения процесса абсорбции первой и второй ступеней.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что за счет закачки в нагнетательные скважины высокопродуктивного газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой диоксида углерода осуществляют замещение закачиваемого в месторождение углеводородного газа.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед подачей на газоконденсатные месторождения с нефтяной оторочкой в диоксид углерода впрыскивают метанол.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что закачку диоксида углерода производят в нагнетательные скважины, сообщающиеся с зонами скопления в пластах ретроградного конденсата и высокомолекулярных соединений, добычу которых совместно с диоксидом углерода осуществляют с помощью продуктовых скважин, расположенных в непосредственной близости от нагнетательных скважин.
Related Parent Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021133349A Division RU2021133349A (ru) | 2021-11-17 | Способ извлечения нефти, конденсата и углеводородного газа |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2809364C1 true RU2809364C1 (ru) | 2023-12-11 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014205163A1 (en) * | 2013-06-19 | 2014-12-24 | Lewis Michael J | Process for enhanced oil recovery using capture of carbon dioxide |
| US9149761B2 (en) * | 2010-01-22 | 2015-10-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Removal of acid gases from a gas stream, with CO2 capture and sequestration |
| RU2613644C9 (ru) * | 2015-12-30 | 2018-05-15 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Способ извлечения нефти, конденсата и высокомолекулярных соединений |
| RU2685099C1 (ru) * | 2018-11-06 | 2019-04-16 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Производственный кластер |
| RU2731216C2 (ru) * | 2018-10-31 | 2020-08-31 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ комплексной добычи и переработки матричной нефти |
| CN213478313U (zh) * | 2020-11-09 | 2021-06-18 | 成都钠镁化学有限公司 | 一种基于非再生溶液的气田单井液体脱硫系统 |
| RU2750013C1 (ru) * | 2020-11-17 | 2021-06-21 | Общество с ограниченной ответственностью "АЭРОГАЗ" (ООО "АЭРОГАЗ") | Способ закачки газа в пласт (варианты) |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9149761B2 (en) * | 2010-01-22 | 2015-10-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Removal of acid gases from a gas stream, with CO2 capture and sequestration |
| WO2014205163A1 (en) * | 2013-06-19 | 2014-12-24 | Lewis Michael J | Process for enhanced oil recovery using capture of carbon dioxide |
| RU2613644C9 (ru) * | 2015-12-30 | 2018-05-15 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Способ извлечения нефти, конденсата и высокомолекулярных соединений |
| RU2731216C2 (ru) * | 2018-10-31 | 2020-08-31 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ комплексной добычи и переработки матричной нефти |
| RU2685099C1 (ru) * | 2018-11-06 | 2019-04-16 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Производственный кластер |
| CN213478313U (zh) * | 2020-11-09 | 2021-06-18 | 成都钠镁化学有限公司 | 一种基于非再生溶液的气田单井液体脱硫系统 |
| RU2750013C1 (ru) * | 2020-11-17 | 2021-06-21 | Общество с ограниченной ответственностью "АЭРОГАЗ" (ООО "АЭРОГАЗ") | Способ закачки газа в пласт (варианты) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20180057732A1 (en) | Unconventional enhanced oil recovery | |
| AU2002323589B2 (en) | Acid gas disposal method | |
| US20130098608A1 (en) | Temporary field storage of gas to optimize field development | |
| Zhdanov et al. | Application of foam for gas and water shut-off: review of field experience | |
| RU2689452C2 (ru) | Модульная установка для обработки потока композиции обратного притока и способы его обработки | |
| EA031835B1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в месторождении | |
| US9896902B2 (en) | Injecting a hydrate slurry into a reservoir | |
| US11280170B2 (en) | Method and system for enhanced oil recovery using pumped liquid phase propane and liquid phase butane in an adjustable ratio | |
| US20160369611A1 (en) | Hydrocarbon fracturing process | |
| US4141417A (en) | Enhanced oil recovery | |
| RU2809364C1 (ru) | Способ извлечения нефти, конденсата и углеводородного газа | |
| CA2983975C (en) | Remote steam generation and water-hydrocarbon separation in hydrocarbon recovery operations | |
| US20220364441A1 (en) | Systems, Methods and Devices for Geologic Storage of CO2 from Modular Point Sources | |
| US3871451A (en) | Production of crude oil facilitated by injection of carbon dioxide | |
| US3103972A (en) | Miscible-fluid flooding technique | |
| RU2066744C1 (ru) | Способ интенсификации добычи нефти | |
| RU2613644C9 (ru) | Способ извлечения нефти, конденсата и высокомолекулярных соединений | |
| US1762423A (en) | Method of transporting petroleum products | |
| Gorelkina et al. | Waterflooding, water-gas method and generation of carbon dioxide in the reservoir–methods of enhanced oil recovery and technology development | |
| RU2715772C1 (ru) | Газоперерабатывающий кластер | |
| SHAH | Transformation of energy, technologies in purification and end use of shale gas | |
| WO2023128839A1 (ru) | Способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата | |
| RU2787489C1 (ru) | Способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата | |
| CA2353982C (en) | Recovery of hydrocarbons in oil wells by injection of treated inert gases obtained from the industrial effluence | |
| WO2017140629A1 (en) | System and method of enhanced oil recovery combined with a gas lift |