CN105114039A - 油田井场套管气回收装置及回收方法 - Google Patents
油田井场套管气回收装置及回收方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN105114039A CN105114039A CN201510473972.7A CN201510473972A CN105114039A CN 105114039 A CN105114039 A CN 105114039A CN 201510473972 A CN201510473972 A CN 201510473972A CN 105114039 A CN105114039 A CN 105114039A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- casing gas
- outlet
- entrance
- supercharging
- gas
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 28
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 163
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 33
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 claims description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 8
- 238000004804 winding Methods 0.000 claims description 5
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000003139 buffering effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 37
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 7
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 3
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 2
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 2
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical group [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
本发明为一种油田井场套管气回收装置及回收方法，油田井场套管气回收装置包括套管气入口和套管气出口，套管气入口连接一入口过滤器，入口过滤器的出口并联有增压回收回路和套管气直通回路，增压回收回路包括并联的第一分支路和第二分支路，第一分支路上设置有压缩机，入口过滤器的出口与套管气出口之间设置上述的套管气直通回路，套管气直通回路上设置有第一旁通阀；套管气出口连接有一气体存储装置。该油田井场套管气回收装置及回收方法，采用压缩机对套管气进行压缩增压，可回收套管气压力范围广泛；装置采用撬装结构，使用车辆装载运输，便于搬运，设备利用率高；装置布置灵活，使用的井场范围广，套管气回收经济性高。
Description
技术领域
本发明涉及油田井场套管气回收技术，尤其涉及一种油田井场套管气回收装置及其回收方法。
背景技术
油田原油开采时，采油井口由油管和套管组成，原油经抽油机从油管中抽出外输，而在油井底部从原油中析出的伴生气则分布在套管中。如果不及时排出套管气，套管压力过高时，将对原油生产产生较大影响。如不对其进行回收，直接在井场放空或点火炬，既污染环境也浪费资源。现有回收套管气有如下方式：
方式一是利用定压放气阀，当套管压力超过某设定的、高于油管回压的值时，随着阀门的开启套管气自动注入油管，通过油气混输方式输送出去集中处理。优势是成本低、管理简便，是国内油田最普遍采用的回收方式。当油管回压高于可允许套管压力时，或者开采初期无油管系统时，定压放气阀不适用。
方式二是针对油管回压过高的情况，加设各种气体增压装置，在井口将套管气加压后注入油管。如在抽油机游梁上安装类似打气筒原理的、利用游梁动能的压缩机，或在套管与油管回路间安装气体或电力驱动的压缩机。此方式必须依托油管线进行油气混输，有时在适应的气量和压力上也存在一定的限制。
方式三是对于套管气高产井，可采用压缩天然气(CNG)外运方式。即将天然气经脱水、脱烃(如含硫亦需脱硫)等预处理后，由压缩机加压至20～25MPa，利用槽车充装外运。该方式的优势是可不需管线，操作灵活，可收集试采井、检修井等短周期天然气。但是，因需脱水、脱烃、脱硫等预处理设备，装置成本高，只对具有一定气量规模(日产5,000～50,000方)的井才有经济性。
方式四是在井场安装燃气发电机，以套管气为燃料发电，可直接为场内抽油机供电，或供电上网。但因套管气气量多不稳定，且随年份衰减很快，此方式具有较大局限性。
由此，本发明人凭借多年从事相关行业的经验与实践，提出一种油田井场套管气回收装置及回收方法，以克服现有技术的缺陷。
发明内容
本发明的目的在于提供一种油田井场套管气回收装置及回收方法，解决现有套管气回收方式中套管压力及气量的受限、经济性差的问题，减少套管气资源浪费，可回收套管气压力、气量范围广泛，撬装结构便于运输、布置，提高套管气回收经济性。
本发明的目的是这样实现的，一种油田井场套管气回收装置，所述油田井场套管气回收装置包括套管气入口和套管气出口，所述套管气入口连接一入口过滤器，所述入口过滤器的出口并联有增压回收回路和套管气直通回路，所述增压回收回路包括并联的第一分支路和第二分支路，所述第一分支路上设置有压缩机，所述压缩机的出口连接有一缓冲罐，所述缓冲罐上设有气相出口和液相出口，所述液相出口与所述压缩机的入口连接，所述气相出口与所述第二分支路贯通连接；所述第二分支路上设置有一旁通截止阀，所述第二分支路的出口与所述套管气出口贯通连接；所述入口过滤器的出口与所述套管气出口之间设置所述套管气直通回路，所述套管气直通回路上设置有第一旁通阀；所述套管气出口连接有一气体存储装置。
在本发明的一较佳实施方式中，所述压缩机的入口包括第一入口和第二入口，所述第一分支路的入口与所述第一入口连接。
在本发明的一较佳实施方式中，所述缓冲罐的液相出口包括第一液相出口和第二液相出口，所述第一液相出口串连一第二旁通阀后连接于所述第二入口，所述第二液相出口串连一冷却器后连接于所述第二入口。
在本发明的一较佳实施方式中，所述第二液相出口与所述冷却器的入口之间串连一第一控制阀，所述冷却器的出口和所述第二入口之间串连有一第二控制阀。
在本发明的一较佳实施方式中，所述套管气入口与所述入口过滤器的入口之间设置有第三控制阀，所述增压回收回路的入口处设置有增压回收回路入口控制阀，所述增压回收回路的出口处设置有增压回收回路出口控制阀，所述增压回收回路入口控制阀和所述增压回收回路出口控制阀之间设置并联的所述第一分支路和所述第二分支路，所述压缩机的出口与所述缓冲罐的入口之间串连有第四控制阀。
在本发明的一较佳实施方式中，所述压缩机为同步回转压缩机。
在本发明的一较佳实施方式中，所述缓冲罐上还连接有液位计，所述缓冲罐的气相出口连接有一安全阀。
在本发明的一较佳实施方式中，所述油田井场套管气回收装置采用撬装结构。
本发明的目的还可以这样实现，一种油田井场套管气回收的方法，当回收的套管气压力大于气体存储装置内部的压力时，关闭所述增压回收回路，开启所述第一旁通阀，套管气经过所述套管气直通回路进入气体存储装置；当回收的套管气压力小于等于气体存储装置内部的压力时，关闭所述第一旁通阀，开启所述增压回收回路，套管气经过所述增压回收回路进入气体存储装置；当气体存储装置压力达到4MPa时，停止套管气回收。
在本发明的一较佳实施方式中，当回收的套管气压力小于等于气体存储装置内部的压力时，关闭所述第一旁通阀，关闭增压回收回路中增压回收回路出口控制阀、安全阀，开启增压回收回路入口控制阀、旁通截止阀、第四控制阀，同时，开启第二旁通阀，第二分支路与第一分支路上的压缩机、缓冲罐构成连通的回路，在旁通截止阀的调整控制下为套管气增压提供稳定的增压的回路；回路稳定后关闭旁通截止阀，开启增压回收回路出口控制阀、安全阀，以及第一控制阀和第二控制阀，套管气经过压缩机增压后进入缓冲罐，缓冲罐内液体经第一液相出口和第二液相出口返回至压缩机，缓冲罐内的气体通过套管气出口进入气体存储装置。
由上所述，本发明的油田井场套管气回收装置及回收方法，采用压缩机对套管气进行压缩增压，可回收套管气压力范围广泛；装置采用撬装结构，使用车辆装载运输，便于搬运，设备利用率高；装置布置灵活，使用的井场范围广，套管气回收经济性高。
附图说明
以下附图仅旨在于对本发明做示意性说明和解释，并不限定本发明的范围。其中：
图1：为本发明的油田井场套管气回收装置结构示意图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现对照附图说明本发明的具体实施方式。
如图1所示，本发明提供的油田井场套管气回收装置100，包括套管气入口101和套管气出口102，套管气入口101连接一入口过滤器103，入口过滤器103对套管气进行过滤，除去套管气中的固体杂质，为了便于控制套管气的连通，入口过滤器103的入口与套管气入口101之间设有第三控制阀1031。入口过滤器103的出口并联有增压回收回路104和套管气直通回路105，增压回收回路104包括并联的第一分支路1041和第二分支路1042，第一分支路1041上设置有压缩机1043，压缩机1043的出口连接有一缓冲罐1044，在本实施方式中，压缩机1043的出口与缓冲罐1044的入口之间串连有第四控制阀10432，缓冲罐1044上设有气相出口10441和液相出口10442，液相出口10442与压缩机1043的入口连接，气相出口10441与第二分支路1042贯通连接；第二分支路1042上设置有一旁通截止阀10421，第二分支路1042与第一分支路1041上的压缩机1043、缓冲罐1044构成连通的回路，在旁通截止阀10421的调整控制下实现压缩机1043的缓步增压至稳定的状态，为套管气增压提供稳定的增压的回路，回路稳定后关闭旁通截止阀10421。第二分支路1042的出口与套管气出口102贯通连接，缓冲罐1044的气相出口与第二分支路1042贯通连接，缓冲罐1044的气相出口10441作为第一分支路1041的出口与第二分支路1042的出口连通，实现第一分支路1041与套管气出口102连通；入口过滤器103的出口与套管气出口102之间设置有套管气直通回路105，为了便于控制支路的连通状态，套管气直通回路105上设置有第一旁通阀1051；套管气出口102连接有一气体存储装置(储气罐或者储气罐车，现有技术，图中未示出)。当套管气初始压力大于气体存储装置内部的压力时，套管气可以直接通过套管气直通回路105进入气体存储装置。
进一步，如图1所示，压缩机1043的入口包括第一入口104311和第二入口104312，第一分支路1041的入口与第一入口104311连接。缓冲罐1044的液相出口10442包括第一液相出口104421和第二液相出口104422，第一液相出口104421串连一第二旁通阀10433后连接于第二入口104312，第二液相出口104422串连一冷却器1045后连接于第二入口104312。在油田井场套管气回收装置100运行之前，装置中预先添加润滑油，用以满足压缩机初次启动时润滑需要，润滑油在装置运行时随套管气进入缓冲罐1044；同时，来自于井口油管的套管气经压缩机1043压缩增压后，形成气液混合态(包括气态套管气，液态水和套管气中携带的微量液态原油)进入缓冲罐1044，缓冲罐1044具有气液分离功能，液态的润滑油、水和原油通过第一液相出口104421和第二液相出口104422返回至压缩机1043中。其中，流经第二液相出口104422、冷却器1045回路的液态润滑油、水和原油经过冷却器1045冷却，返回至压缩机1043中，对压缩机1043进行降温。为了便于冷却器1045的清洁维护，第二液相出口104422与冷却器1045的入口之间串连一第一控制阀10451，冷却器1045的出口和第二入口104312之间串连有一第二控制阀10452。
在本实施方式中，为了便于入口过滤器103的更换维修及回路切换，增压回收回路104的入口处设置有增压回收回路入口控制阀1032。为了便于控制缓冲罐1044的套管气流通状态及增压回收回路104的工作状态控制，增压回收回路104的出口处设置有增压回收回路出口控制阀10443，增压回收回路入口控制阀1032和增压回收回路出口控制阀10443之间设置并联的所述第一分支路1041和所述第二分支路1042。在本实施方式中，缓冲罐1044上还连接有液位计10444，用来观察缓冲罐1044内部的液体情况；缓冲罐1044的气相出口10441连接有一安全阀10445，对缓冲罐1044进行超压保护。
进一步，压缩机1043为同步回转压缩机，同步回转压缩机为单级压缩，省去脱水脱烃环节，不需要低温和防腐材料，缩减了设备空间。同时，油田井场套管气回收装置100采用撬装结构，在本实施方式中，撬装结构的外形尺寸不大于6m×2.5m×2.5m(长×宽×高)，设备组件小型化，方便车载运输以及施工安装拆卸。
本发明的油田井场套管气回收装置100对于压力低至0.2～2.0MPa的低压套管气仍可适用，主要应用于气量范围在300～1000m3/d的井场，其一次性最多可回收约1000方套管气。
本发明的油田井场套管气回收装置100在使用时，首先将套管气入口101与油井井口(图中未示出)连接，当套管气压力大于气体存储装置内部的压力时，开启第一旁通阀1051，关闭增压回收回路入口控制阀1032、增压回收回路出口控制阀10443，套管气直接通过入口过滤器103的出口与套管气出口102之间设置有套管气直通回路105进入气体存储装置；当套管气压力小于气体存储装置内部的压力时，关闭第一旁通阀1051、增压回收回路出口控制阀10443、安全阀10445，开启增压回收回路入口控制阀1032、旁通截止阀10421、第四控制阀10432，同时，开启第二旁通阀10433(或者开启第一控制阀10451和第二控制阀10452)，第二分支路1042与第一分支路1041上的压缩机1043、缓冲罐1044构成连通的回路，在旁通截止阀10421的调整控制下实现压缩机1043的缓步增压至稳定的状态(油田井场套管气回收装置100中设有压力变送器、温度变送器，对压缩机1043进行压力和温度的监测，如果压力、温度高于设计值时，手动停机进行保护；压力变送器、温度变送器为现有技术，图中未示出)，为套管气增压提供稳定的增压的回路，回路稳定后关闭旁通截止阀10421，开启增压回收回路出口控制阀10443、安全阀10445，以及第一控制阀10451和第二控制阀10452(或者第二旁通阀10433)，形成稳定的套管气增压回收回路，套管气经过压缩机1043增压后进入缓冲罐1044，缓冲罐1044内液体经第一液相出口104421和第二液相出口104422返回至压缩机1043，缓冲罐1044内的气体进入气体存储装置。当气体存储装置压力达到4MPa或者气体存储装置集满套管气后，通过装置中控制阀控制回路及时更换气体存储装置。本发明的油田井场套管气回收装置100运输方便，可以在不同的井场间运输移动，进行套管气的回收。
由上所述，本发明的油田井场套管气回收装置及回收方法，采用压缩机对套管气进行压缩增压，可回收套管气压力范围广泛；装置采用撬装结构，使用车辆装载运输，便于搬运，设备利用率高；装置布置灵活，使用的井场范围广，套管气回收经济性高。
以上所述仅为本发明示意性的具体实施方式，并非用以限定本发明的范围。任何本领域的技术人员，在不脱离本发明的构思和原则的前提下所作出的等同变化与修改，均应属于本发明保护的范围。
Claims (10)
1.一种油田井场套管气回收装置，其特征在于：所述油田井场套管气回收装置包括套管气入口和套管气出口，所述套管气入口连接一入口过滤器，所述入口过滤器的出口并联有增压回收回路和套管气直通回路，所述增压回收回路包括并联的第一分支路和第二分支路，所述第一分支路上设置有压缩机，所述压缩机的出口连接有一缓冲罐，所述缓冲罐上设有气相出口和液相出口，所述液相出口与所述压缩机的入口连接，所述气相出口与所述第二分支路贯通连接；所述第二分支路上设置有一旁通截止阀，所述第二分支路的出口与所述套管气出口贯通连接；所述入口过滤器的出口与所述套管气出口之间设置所述套管气直通回路，所述套管气直通回路上设置有第一旁通阀；所述套管气出口连接有一气体存储装置。
2.如权利要求1所述的油田井场套管气回收装置，其特征在于：所述压缩机的入口包括第一入口和第二入口，所述第一分支路的入口与所述第一入口连接。
3.如权利要求2所述的油田井场套管气回收装置，其特征在于：所述缓冲罐的液相出口包括第一液相出口和第二液相出口，所述第一液相出口串连一第二旁通阀后连接于所述第二入口，所述第二液相出口串连一冷却器后连接于所述第二入口。
4.如权利要求3所述的油田井场套管气回收装置，其特征在于：所述第二液相出口与所述冷却器的入口之间串连一第一控制阀，所述冷却器的出口和所述第二入口之间串连有一第二控制阀。
5.如权利要求1所述的油田井场套管气回收装置，其特征在于：所述套管气入口与所述入口过滤器的入口之间设置有第三控制阀，所述增压回收回路的入口处设置有增压回收回路入口控制阀，所述增压回收回路的出口处设置有增压回收回路出口控制阀，所述增压回收回路入口控制阀和所述增压回收回路出口控制阀之间设置并联的所述第一分支路和所述第二分支路，所述压缩机的出口与所述缓冲罐的入口之间串连有第四控制阀。
6.如权利要求1所述的油田井场套管气回收装置，其特征在于：所述压缩机为同步回转压缩机。
7.如权利要求1所述的油田井场套管气回收装置，其特征在于：所述缓冲罐上还连接有液位计，所述缓冲罐的气相出口连接有一安全阀。
8.如权利要求1所述的油田井场套管气回收装置，其特征在于：所述油田井场套管气回收装置采用撬装结构。
9.一种利用权利要求1至8任一项油田井场套管气回收装置进行套管气回收的方法，当回收的套管气压力大于气体存储装置内部的压力时，关闭所述增压回收回路，开启所述第一旁通阀，套管气经过所述套管气直通回路进入气体存储装置；当回收的套管气压力小于等于气体存储装置内部的压力时，关闭所述第一旁通阀，开启所述增压回收回路，套管气经过所述增压回收回路进入气体存储装置；当气体存储装置压力达到4MPa时，停止套管气回收。
10.如权利要求9所述的油田井场套管气回收的方法，当回收的套管气压力小于等于气体存储装置内部的压力时，关闭所述第一旁通阀，关闭增压回收回路中增压回收回路出口控制阀、安全阀，开启增压回收回路入口控制阀、旁通截止阀、第四控制阀，同时，开启第二旁通阀，第二分支路与第一分支路上的压缩机、缓冲罐构成连通的回路，在旁通截止阀的调整控制下为套管气增压提供稳定的增压的回路；回路稳定后关闭旁通截止阀，开启增压回收回路出口控制阀、安全阀，以及第一控制阀和第二控制阀，套管气经过压缩机增压后进入缓冲罐，缓冲罐内液体经第一液相出口和第二液相出口返回至压缩机，缓冲罐内的气体通过套管气出口进入气体存储装置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510473972.7A CN105114039B (zh) | 2015-08-05 | 2015-08-05 | 油田井场套管气回收装置及回收方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510473972.7A CN105114039B (zh) | 2015-08-05 | 2015-08-05 | 油田井场套管气回收装置及回收方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN105114039A true CN105114039A (zh) | 2015-12-02 |
| CN105114039B CN105114039B (zh) | 2017-07-07 |
Family
ID=54662125
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201510473972.7A Active CN105114039B (zh) | 2015-08-05 | 2015-08-05 | 油田井场套管气回收装置及回收方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN105114039B (zh) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106761622A (zh) * | 2017-03-23 | 2017-05-31 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | 一种空气泡沫驱采油井场装置及其工艺 |
| CN107091070A (zh) * | 2017-05-11 | 2017-08-25 | 蚌埠市荣强压缩机制造有限公司 | 一种油田套管伴生气回收装置 |
| CN108868699A (zh) * | 2018-06-19 | 2018-11-23 | 江苏丰泰流体机械科技有限公司 | 同步回转连续气举装置 |
| CN109577920A (zh) * | 2018-11-02 | 2019-04-05 | 山东华泽机电科技有限公司 | 油井套管气回收设备沉积液自动回收装置 |
| CN110242262A (zh) * | 2019-07-09 | 2019-09-17 | 深圳市冠瑞达能源装备有限公司 | 一种套管气回收并带动原油抽采的增产节能装置 |
| CN111271026A (zh) * | 2020-04-11 | 2020-06-12 | 重庆远方普兰德能源技术有限公司 | 实现气井排液增产的多相压缩系统和方法 |
| CN112066258A (zh) * | 2020-09-29 | 2020-12-11 | 陕西星辰石油科技有限责任公司 | 一种油井伴生气回收增压装置 |
| CN112343550A (zh) * | 2020-11-17 | 2021-02-09 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | 一种页岩油试油返排阶段地面处理集成装置及方法 |
| CN115263260A (zh) * | 2022-08-19 | 2022-11-01 | 深圳清华大学研究院 | 富含有机物岩层超临界水氧化的原位转化系统及转化方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101915074A (zh) * | 2010-08-18 | 2010-12-15 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | 一种油田油井套管气回收装置和工艺 |
| CN202031548U (zh) * | 2011-03-31 | 2011-11-09 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | 一种油田井口、井组套管气的回收装置 |
| US20120048382A1 (en) * | 2010-08-24 | 2012-03-01 | Kemex Ltd. | Vapour Recovery Unit For Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) System |
| CN202745824U (zh) * | 2012-07-27 | 2013-02-20 | 张军 | 自控式油井套管气回收装置 |
| CN104405343A (zh) * | 2014-11-17 | 2015-03-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种用于丛式井组伴生气回收装置及其回收方法 |
-
2015
- 2015-08-05 CN CN201510473972.7A patent/CN105114039B/zh active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101915074A (zh) * | 2010-08-18 | 2010-12-15 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | 一种油田油井套管气回收装置和工艺 |
| US20120048382A1 (en) * | 2010-08-24 | 2012-03-01 | Kemex Ltd. | Vapour Recovery Unit For Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) System |
| CN202031548U (zh) * | 2011-03-31 | 2011-11-09 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | 一种油田井口、井组套管气的回收装置 |
| CN202745824U (zh) * | 2012-07-27 | 2013-02-20 | 张军 | 自控式油井套管气回收装置 |
| CN104405343A (zh) * | 2014-11-17 | 2015-03-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种用于丛式井组伴生气回收装置及其回收方法 |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106761622A (zh) * | 2017-03-23 | 2017-05-31 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | 一种空气泡沫驱采油井场装置及其工艺 |
| CN106761622B (zh) * | 2017-03-23 | 2023-03-10 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | 一种空气泡沫驱采油井场装置及其工艺 |
| CN107091070A (zh) * | 2017-05-11 | 2017-08-25 | 蚌埠市荣强压缩机制造有限公司 | 一种油田套管伴生气回收装置 |
| CN108868699A (zh) * | 2018-06-19 | 2018-11-23 | 江苏丰泰流体机械科技有限公司 | 同步回转连续气举装置 |
| CN109577920A (zh) * | 2018-11-02 | 2019-04-05 | 山东华泽机电科技有限公司 | 油井套管气回收设备沉积液自动回收装置 |
| CN110242262A (zh) * | 2019-07-09 | 2019-09-17 | 深圳市冠瑞达能源装备有限公司 | 一种套管气回收并带动原油抽采的增产节能装置 |
| CN111271026A (zh) * | 2020-04-11 | 2020-06-12 | 重庆远方普兰德能源技术有限公司 | 实现气井排液增产的多相压缩系统和方法 |
| CN112066258A (zh) * | 2020-09-29 | 2020-12-11 | 陕西星辰石油科技有限责任公司 | 一种油井伴生气回收增压装置 |
| CN112343550A (zh) * | 2020-11-17 | 2021-02-09 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | 一种页岩油试油返排阶段地面处理集成装置及方法 |
| CN115263260A (zh) * | 2022-08-19 | 2022-11-01 | 深圳清华大学研究院 | 富含有机物岩层超临界水氧化的原位转化系统及转化方法 |
| CN115263260B (zh) * | 2022-08-19 | 2023-09-29 | 深圳清华大学研究院 | 富含有机物岩层超临界水氧化的原位转化系统及转化方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN105114039B (zh) | 2017-07-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105114039A (zh) | 油田井场套管气回收装置及回收方法 | |
| CN103912253B (zh) | 一种气井单井采气系统及其低压抽采方法 | |
| CN104632128A (zh) | 凝析气田高压采气管道的防冻堵系统 | |
| CN202791338U (zh) | 管输天然气压力能回收装置 | |
| CN105090739A (zh) | 一种多功能天然气零散气智能回收装置及其方法 | |
| CN110030491B (zh) | 一种采油井口伴生气连动式活塞增压回收装置及方法 | |
| CN102425725A (zh) | 用于回收lng储罐内的bog的系统及方法 | |
| CN106121743B (zh) | 一种液体向心透平能量回收装置 | |
| CN204312994U (zh) | 一种天然气生产管道积液回收装置 | |
| CN103822091A (zh) | 压缩天然气加气站天然气回收利用方法 | |
| CN203115497U (zh) | 液化天然气罐车残余气体回收装置 | |
| CN103452734A (zh) | 工业流体高余压回收水力透平发电装置 | |
| CN201568738U (zh) | 一种膨胀机密封气回收利用装置 | |
| US20230407786A1 (en) | Compressed n2 for energy storage | |
| CN207245680U (zh) | 可移动油气田井口回收气一体化装置 | |
| CN107917074A (zh) | 一种给恒压储气源供气的专用空压机系统 | |
| CN209278814U (zh) | 大型卧式滑动轴承的压力油箱供油系统 | |
| CN203430482U (zh) | 一种井筒-管线自能加温清蜡一体化装置 | |
| CN103486008A (zh) | 储能设备及储能方法 | |
| CN206458583U (zh) | 一种联动开停机控制装置 | |
| CN204987651U (zh) | 一种套管气降噪防爆液化装置 | |
| CN210153555U (zh) | 一种采油井口伴生气连动式活塞增压回收装置 | |
| CN210982064U (zh) | 一种超临界锅炉再热器水压试验装置 | |
| CN205065273U (zh) | 一种多功能天然气零散气智能回收装置 | |
| CN203515933U (zh) | 一种工业流体高余压回收水力透平发电装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |