RU2011607C1 - Method for erection and operation of underground gas reservoir at gas-filling stations - Google Patents
Method for erection and operation of underground gas reservoir at gas-filling stations Download PDFInfo
- Publication number
- RU2011607C1 RU2011607C1 SU5022602A RU2011607C1 RU 2011607 C1 RU2011607 C1 RU 2011607C1 SU 5022602 A SU5022602 A SU 5022602A RU 2011607 C1 RU2011607 C1 RU 2011607C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- temperature
- mouth
- isolated
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 18
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 4
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 3
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 59
- 238000003860 storage Methods 0.000 abstract description 17
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 abstract 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области хранения сжатых и сжиженных газов, а именно к установкам для хранения и раздачи сжатого газа, используемого в качестве моторного топлива, в частности на автозаправочных газонаполнительных компрессорных станциях (АГНКС). The invention relates to the field of storage of compressed and liquefied gases, and in particular to installations for storage and distribution of compressed gas used as motor fuel, in particular at gas filling compressor stations (CNG filling stations).
Известны способы хранения сжатых газов в проницаемых пластах горных пород под землей [1] . При этом геофизическими методами и при помощи структурного бурения отыскивается пласт-коллектор, изолированный со всех сторон непроницаемыми породами, бурятся скважины, сообщающие этот пласт с поверхностью и являющиеся впоследствии каналом для нагнетания газа в пласт и раздачи его потребителю. Known methods for storing compressed gases in permeable formations of rocks underground [1]. At the same time, geophysical methods and structural drilling are used to find the reservoir, isolated from all sides by impermeable rocks, drill wells that communicate with the surface and are subsequently a channel for pumping gas into the reservoir and distributing it to the consumer.
Недостатками указанного способа хранения являются: сложность поиска пласта-коллектора и нередкое его отсутствие в необходимом районе; потери газа в пласте-коллекторе из-за миграции газа в изолирующие пласты по микротрещинам как естественного происхождения, так и образующимся в процессе закачки и отбора газа в хранилище; нерегулируемая и зависящая только от горно-геологических условий глубина заложения хранилища, не позволяющая получать газ с температурой, регламентированной потребителем. The disadvantages of this storage method are: the complexity of the search for the reservoir and its frequent absence in the required area; gas losses in the reservoir due to the migration of gas into the insulating layers through microcracks of both natural origin and those generated during gas injection and selection in the storage; Depth of storage that is unregulated and depends only on mining and geological conditions and does not allow gas to be obtained at a temperature regulated by the consumer.
Известен также способ сооружения подземной емкости для хранения сжатых и сжиженных газов в изолированных подземных кавернах или горных выработках [2] . При этом используется подземная каверна или заброшенная горная выработка, расположенные в плотных горных породах на глубине, доступной для строительно-монтажных работ с проникновением туда людей. Горная выработка (каверна) изолируется с целью возможных утечек хранимого агента в слагающие ее породы и сообщается каналом с поверхностью для заполнения и раздачи сжатого или сжиженного газа. There is also a method of constructing an underground tank for storing compressed and liquefied gases in isolated underground caverns or mines [2]. In this case, an underground cavity or an abandoned mine working is used, located in dense rocks at a depth accessible for construction and installation works with the penetration of people there. Mining (cavity) is isolated for possible leakage of the stored agent into its constituent rocks and is communicated by a channel with the surface to fill and distribute compressed or liquefied gas.
Недостатком этого способа хранения является случайно выбранная глубина горной выработки, не позволяющая поддерживать высокую температуру (десятки оС) хранимого сжатого газа для предотвращения гидратообразования при его раздаче потребителю, а также ведение строительно-монтажных и последующих ремонтных работ с нахождением людей под землей в опасных горных условиях.The disadvantage of this storage method is the randomly selected depth of the mine working, which does not allow maintaining the high temperature (tens of ° C) of the stored compressed gas to prevent hydrate formation when it is distributed to the consumer, as well as carrying out construction and subsequent repair work with people underground in dangerous mountains conditions.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ сооружения и эксплуатации подземной емкости для хранения газа в виде газгольдера, располагаемого в устойчивой каверне и изолированного от вмещающих каверну горных пород путем покрытия стенок подземной каверны выравнивающим слоем твердеющего раствора с нанесенной на него многослойной оболочкой [3] . The closest technical solution to the proposed one is the method of construction and operation of an underground gas storage tank in the form of a gas holder located in a stable cavity and isolated from the rocks surrounding the cavity by covering the walls of the underground cavity with a leveling layer of a hardening solution with a multilayer coating applied to it [3].
Газгольдер соединяется с поверхностью при помощи забетонированного в земле комингса. The gas holder is connected to the surface by coaming in the ground.
Недостатком указанного технического решения также является невозможность исключения гидратообразования при раздаче газа потребителю, так как при расширении газа на выходе из хранилища из-за разницы давлений (до 20 МПа) в хранилище и в системах потребления (в газовых магистралях потребителя) образуются гидратные пробки, которые резко снижают эффективность и безопасность работы газовых систем. The disadvantage of this technical solution is the impossibility of eliminating hydrate formation during gas distribution to the consumer, since when gas expands at the outlet of the storage due to pressure differences (up to 20 MPa), hydrate plugs are formed in the storage and in the consumption systems (in the consumer's gas mains) dramatically reduce the efficiency and safety of gas systems.
Целью изобретения является исключение гидратообразования в момент раздачи его потребителю из подземной емкости. The aim of the invention is the elimination of hydrate formation at the time of distribution to the consumer from the underground tank.
Поставленная задача решается предлагаемым способом сооружения и эксплуатации подземной емкости для газа на газонакопительных станциях, включающим формирование емкости с последующей закачкой в нее газа и подачей на устье потребителю, отличительная особенность которого состоит в том, что предварительно задают максимально допустимый расход газа и температуру его отбора на устье в зависимости от значения максимально допустимого расхода, а формирование емкости осуществляют путем бурения скважины на глубину, исключающую гидратообразование при заданных температуре и расходе газа на устье с коррекцией на температурный градиент по разрезу скважины, причем скважину изолируют от горных пород с герметизацией на устье и на забое. The problem is solved by the proposed method of construction and operation of an underground gas tank at gas storage stations, including the formation of a tank with subsequent injection of gas into it and supplying it to the consumer’s mouth, a distinctive feature of which is that the maximum allowable gas flow rate and its selection temperature are preliminarily set wellhead depending on the value of the maximum allowable flow rate, and the formation of the capacity is carried out by drilling a well to a depth that excludes hydrate formation at a given temperature and gas flow at the wellhead with correction for the temperature gradient along the well section, and the well is isolated from rocks with sealing at the wellhead and at the bottom.
В предпочтительных вариантах целесообразно: изолировать скважину путем спуска заглушенной на забое герметичной металлической колонны; дополнительно тампонировать герметизированную металлическую колонну; изолировать скважину путем крепления ее колонной труб с тампонированием и размещением в ней дополнительной герметизированной емкости; заполнять пространство между дополнительной емкостью и колонной труб жидкостью. In preferred embodiments, it is advisable: to isolate the well by lowering a sealed metal column muffled at the bottom; additionally plug the sealed metal column; isolate the well by fastening it with a string of pipes with plugging and placing an additional sealed container in it; fill the space between the additional tank and the pipe string with liquid.
Способ предусматривает дополнительную подкачку газа в скважину в процессе эксплуатации для исключения резкого снижения температуры и давления и возможности образования в этих условиях гидратов. Для этих же целей осуществляют подачу газа на забой скважины. The method provides for additional pumping of gas into the well during operation to exclude a sharp decrease in temperature and pressure and the possibility of hydrates formation under these conditions. For the same purposes, gas is supplied to the bottom of the well.
На фиг. 1 изображена емкость в виде скважины с герметизированной, затампонированной колонной; на фиг. 2 - то же, в виде дополнительного герметичного сосуда, размещенного в скважине. In FIG. 1 shows a tank in the form of a well with a sealed, plugged string; in FIG. 2 - the same, in the form of an additional sealed vessel placed in the well.
Сущность способа заключается в следующем. The essence of the method is as follows.
Известными способами бурится скважина 1 (фиг. 1), которую изолируют от горных пород и герметизируют на устье и на забое. Known methods are drilled well 1 (Fig. 1), which is isolated from rocks and sealed at the mouth and at the bottom.
Изоляция скважины может осуществляться путем спуска металлической герметичной обсадной колонны 2, заглушенной снизу и при необходимости разобщаемой от горных пород известными методами при помощи тампонажного материала 3. The isolation of the well can be carried out by lowering a metal sealed
Обсадная колонна рассчитывается на необходимую прочность по известным методикам. На всю глубину скважины спускается открытая снизу колонна 4 насосно-компрессорных труб, соединяемая на поверхности трубами 5 через кран 6 высокого давления с нагнетательной системой (в частности, компрессором). Пространство между колоннами 2 и 4 герметизировано устройством 7 (возможно применение стандартных герметизирующих устройств). Хранилище в виде обсадной колонны сообщается с потребителем через раздаточную линию 8, оснащенную краном 8 высокого давления. The casing is calculated on the necessary strength by known methods. To the entire depth of the well, a
При реализации способа предварительно задают максимально допустимый расход газа и температуру его отбора на устье, исходя из условия исключения гидратообразования на устье при подаче газа потребителю. When implementing the method, the maximum allowable gas flow rate and its extraction temperature at the mouth are preliminarily set based on the condition for excluding hydrate formation at the mouth when gas is supplied to the consumer.
С целью поддержания заданной температуры сжатого газа в хранилище для исключения гидратообразования при его раздаче потребителю на заправочных газонаполнительных станциях бурение скважины производят на определенную глубину. In order to maintain a predetermined temperature of the compressed gas in the storage to prevent hydrate formation when it is distributed to the consumer at gas filling stations, wells are drilled to a certain depth.
Длина спускаемой обсадной колонны (и, в пределах точности до 0,3 м, глубина бурения скважины) определяется на основании термодинамических расчетов движения флюидов в газовых скважинах. The length of the casing string (and, within the accuracy of 0.3 m, the depth of well drilling) is determined on the basis of thermodynamic calculations of the movement of fluids in gas wells.
Однако, в отличие от существующих при этом расчетах условий (источник газа - газоносные горные породы, сообщающиеся с открытой в нижней части обсадной колонной) в рассматриваемом случае обсадная колонна принимается герметичной по всей длине и на забое и не сообщающейся с горными породами, а источником газа, подаваемым на забой (а в необходимых случаях - на любую высоту от забоя) обсадной колонны, является нагнетательная система (в частности, компрессор), подающая газ по насосно-компрессорным трубам с поверхности на забой обсадной колонны. However, in contrast to the conditions existing in this calculation (the gas source is gas-bearing rocks communicating with the casing open in the lower part), in the case under consideration, the casing is sealed along its entire length and at the bottom and not communicating with rocks, and the gas source The casing supplied to the bottom (and, if necessary, to any height from the bottom) of the casing is an injection system (in particular, a compressor) that delivers gas through tubing pipes from the surface to the bottom of the casing.
В зависимости от объема хранимого газа при заданных размерах (диаметрах) скважины, обсадной колонны и труб для подачи газа в скважину, а также давления, влагосодержания, расхода закачиваемого и отбираемого газа и его температуры на входе и выходе определяется глубина скважины по следующей формуле:
H = C1+C2T+C3T2 где Т - температура газа на устье скважины, заданная потребителем, K; С1, С2, С3 - термодинамические эмпирические коэффициенты, рассчитываемые для приведенных условий в зависимости от геотермального градиента, естественной температуры пород, коэффициентов теплопроводности пород, твердеющего раствора между стенками скважины и обсадной колонны, обсадных и насосной компрессорных труб.Depending on the volume of stored gas at given sizes (diameters) of the well, casing and pipes for supplying gas to the well, as well as pressure, moisture content, flow rate of injected and taken gas and its temperature at the inlet and outlet, the depth of the well is determined by the following formula:
H = C 1 + C 2 T + C 3 T 2 where T is the gas temperature at the wellhead, specified by the consumer, K; C 1 , C 2 , C 3 - thermodynamic empirical coefficients calculated for the given conditions depending on the geothermal gradient, natural temperature of the rocks, the thermal conductivity of the rocks, the hardening solution between the walls of the well and the casing, casing and pumping compressor pipes.
Указанная формула получена на основании термодинамических зависимостей для вышеприведенных условий при одновременном движении флюида в затрубном пространстве и насосно-компрессорных трубах и характеризует зависимость влияния температуры выходящего из скважины газа от глубины скважины. The specified formula is obtained on the basis of thermodynamic dependences for the above conditions with simultaneous fluid movement in the annulus and tubing and characterizes the dependence of the effect of the temperature of the gas leaving the well on the depth of the well.
Таким образом, для решения поставленной задачи предварительно задают максимально допустимый расход газа и температуру его отбора на устье, а бурение скважины производят на глубину, исключающую гидратообразование при указанных значениях расхода и температуры газа с коррекцией на температуртный градиент по разрезу скважины. Thus, to solve the problem, the maximum allowable gas flow rate and its selection temperature at the wellhead are preliminarily set, and the well is drilled to a depth that excludes hydrate formation at the indicated gas flow rate and temperature, adjusted for the temperature gradient along the well section.
Выбор указанного параметра в качестве корректирующего обусловлен тем, что именно этот параметр является переменным по глубине скважины, в то время как теплофизические свойства других (цементное кольцо, трубы, порода) являются для данной скважины постоянными. The choice of this parameter as a correction one is due to the fact that this parameter is variable along the depth of the well, while the thermophysical properties of others (cement ring, pipes, rock) are constant for this well.
Способ предусматривает несколько вариантов реализации операции по изоляции скважины. The method provides several options for the implementation of operations to isolate the well.
Скважину можно изолировать путем спуска заглушенной на забое герметичной металлической колонны, а при необходимости дополнительно тампонировать ее различными теплоизолирующими материалами с учетом их теплофизических свойств. The well can be isolated by lowering a sealed metal column muffled at the bottom, and if necessary, additionally plug it with various heat-insulating materials, taking into account their thermophysical properties.
Изоляция может также осуществляться путем крепления ее колонной труб с тампонированием и размещением в ней дополнительной герметичной емкости 9 газа (фиг. 2). Причем пространство между дополнительной емкостью и колонной труб может быть заполнено рабочей жидкостью 10 с целью улучшения условий теплопередачи. Isolation can also be carried out by fastening it with a column of pipes with plugging and placement in it of an additional sealed gas container 9 (Fig. 2). Moreover, the space between the additional tank and the pipe string can be filled with working
Использование дополнительной герметичной емкости обеспечивает возможность извлечения ее из скважины для осмотра и ремонта, а также возможность контроля за процессом эксплуатации и утечками газа, который может по кольцевому пространству выходить из устья и там регистрироваться. The use of an additional sealed container provides the ability to extract it from the well for inspection and repair, as well as the ability to control the operation process and gas leaks, which can exit the mouth through the annular space and register there.
Выбор вида изоляции стенок скважины от горных пород будет определяться горно-геологическими условиями, а также технико-экономическими соображениями. The choice of the type of isolation of the borehole walls from the rocks will be determined by mining and geological conditions, as well as technical and economic considerations.
Способ предусматривает дополнительную подкачку газа в скважину в процессе эксплуатации для исключения резкого снижения температуры и давления и возможности образования в этих условиях гидратов. The method provides for additional pumping of gas into the well during operation to exclude a sharp decrease in temperature and pressure and the possibility of hydrates formation under these conditions.
С этой же целью осуществляют подачу газа на забой скважины. For the same purpose, gas is supplied to the bottom of the well.
П р и м е р. На автоматической газонаполнительной компрессорной станции (АГНКС) необходимо построить хранилище сжатого газа (аккумулятор), в котором с целью уменьшения гидратообразования при раздаче потребителю газ будет сохранять температуру, близкую, например, к максимальной температуре наружного воздуха в летнее время в данном районе (308К). При этом известны (заданы потребителем) следующие данные: хранимый газ - метан; давление закачки 25 МПа; влажность газа 0,09 г/м3; температура нагнетаемого газа на входе в хранилище 311К; объемный расход нагнетаемого газа 3400 м3/ч; объемный расход при раздаче 3400 м3/ч; диаметр скважины 0,349 м; наружный диаметр обсадной колонны 0,273 м; внутренний диаметр обсадной колонны 0,248 м; наружный диаметр насосно-компрессорных труб 0,089 м; внутренний диаметр насосно-компрессорных труб 0,076 м; температура нейтрального слоя 273 К.PRI me R. It is necessary to build a compressed gas storage (accumulator) at an automatic gas-filling compressor station (CNG filling station), in which, in order to reduce hydrate formation during distribution to the consumer, the gas will maintain a temperature close, for example, to the maximum outdoor temperature in summertime in this area (308K). In this case, the following data is known (set by the consumer): the stored gas is methane; injection pressure 25 MPa; gas humidity 0.09 g / m 3 ; the temperature of the injected gas at the inlet to the storage 311K; volumetric flow rate of injected gas 3400 m 3 / h; volumetric flow rate when distributing 3400 m 3 / h; well diameter 0.349 m; the outer diameter of the casing is 0.273 m; inner diameter of casing 0.248 m; tubing outer diameter 0.089 m; tubing inner diameter 0.076 m; the temperature of the neutral layer is 273 K.
Для данных горно-геологических условий (Московская область) проводятся термометрические измерения в водяных скважинах и по справочным данным находят коэффициент теплопередачи породы (2,19 Вт/м К), коэффициенты теплопередачи труб (46,44 Вт/м К) и цементного кольца (0,42 Вт/м К). For these geological conditions (Moscow region), thermometric measurements are carried out in water wells and, using reference data, the heat transfer coefficient of the rock (2.19 W / m K), heat transfer coefficients of the pipes (46.44 W / m K) and cement ring ( 0.42 W / m K).
На основании термодинамических зависимостей, использованных при получении формулы (1), определяют численные значения коэффициентов С1, С2, С3 для приведенных условий:
C1= 0,545599·106м
C2= 0,34654·104, м/K
C3= 0,55018·10, м/K2
Подставив полученные значения С1, С2, С3 и заданную потребителем температуру газа на выходе из скважины (Т = 308 К), получают искомую глубину скважины Н = 178,5 м.Based on the thermodynamic dependencies used in obtaining the formula (1), the numerical values of the coefficients C 1 , C 2 , C 3 are determined for the above conditions:
C 1 = 0.545599 · 10 6 m
C 2 = 0.34654 · 10 4 , m / K
C 3 = 0.55018 · 10, m / K 2
Substituting the obtained values of C 1 , C 2 , C 3 and the gas temperature set by the consumer at the exit from the well (T = 308 K), the desired well depth N = 178.5 m is obtained.
Таким образом, бурение скважины на указанную глубину при заданных условиях хранения и отбора позволило исключить гидратообразование. (56) 1. Каримов М. Ф. Эксплуатация подземных хранилищ газа. М. : Недра, 1981. Thus, drilling a well to a specified depth under specified storage and selection conditions eliminated hydrate formation. (56) 1. Karimov MF Operation of underground gas storages. M.: Nedra, 1981.
2. Авторское свидетельство СССР N 827348, кл. В 65 G 5/00, 1981. 2. USSR copyright certificate N 827348, cl. In 65
3. Авторское свидетельство СССР N 604753, кл. F 17 C 1/00, 1988. 3. Copyright certificate of the USSR N 604753, cl. F 17
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5022602 RU2011607C1 (en) | 1992-02-10 | 1992-02-10 | Method for erection and operation of underground gas reservoir at gas-filling stations |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5022602 RU2011607C1 (en) | 1992-02-10 | 1992-02-10 | Method for erection and operation of underground gas reservoir at gas-filling stations |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011607C1 true RU2011607C1 (en) | 1994-04-30 |
Family
ID=21594622
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5022602 RU2011607C1 (en) | 1992-02-10 | 1992-02-10 | Method for erection and operation of underground gas reservoir at gas-filling stations |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2011607C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2578380C1 (en) * | 2012-11-01 | 2016-03-27 | Сканска Свериге Аб | Energy accumulator |
| RU2578385C1 (en) * | 2012-11-01 | 2016-03-27 | Сканска Свериге Аб | Method for operation of heat energy accumulation system |
-
1992
- 1992-02-10 RU SU5022602 patent/RU2011607C1/en active
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2578380C1 (en) * | 2012-11-01 | 2016-03-27 | Сканска Свериге Аб | Energy accumulator |
| RU2578385C1 (en) * | 2012-11-01 | 2016-03-27 | Сканска Свериге Аб | Method for operation of heat energy accumulation system |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Katz et al. | Overview on underground storage of natural gas | |
| US3613792A (en) | Oil well and method for production of oil through permafrost zone | |
| US3559737A (en) | Underground fluid storage in permeable formations | |
| Friedmann et al. | Steam-foam mechanistic field trial in the midway-sunset field | |
| JP6838172B2 (en) | Pressure control of independent gas containing system in multiple coal seams Single pump mining equipment and mining method | |
| US20090178805A1 (en) | Production of natural gas from hydrates | |
| US4488834A (en) | Method for using salt deposits for storage | |
| MXPA02008579A (en) | Wireless downhole well interval inflow and injection control. | |
| US7537058B2 (en) | Method for gas production from gas hydrate reservoirs | |
| US3474866A (en) | Method of and means for sealing casing strings | |
| US3056265A (en) | Underground storage | |
| Bérest et al. | Tightness of salt caverns used for hydrogen storage | |
| US2994200A (en) | Making underground storage caverns | |
| US3552128A (en) | Underground cavern for storage of hydrocarbons | |
| RU2011607C1 (en) | Method for erection and operation of underground gas reservoir at gas-filling stations | |
| Martin | Results of a tertiary hot waterflood in a thin sand reservoir | |
| RU2632791C1 (en) | Method for stimulation of wells by injecting gas compositions | |
| US4359092A (en) | Method and apparatus for natural gas and thermal energy production from aquifers | |
| Krogh et al. | Liquefied CO2 injection modelling | |
| US3250326A (en) | Method and apparatus for storage of gaseous substances in an underground aquifer | |
| Shahin et al. | Injecting polyacrylamide into Gulf Coast sands: The White Castle Q sand polymer-injectivity test | |
| Katz et al. | Design of gas storage fields | |
| RU2591325C9 (en) | Method for reduction of heat exchange in the well at development of multilayer deposit | |
| US3613378A (en) | Underground storage | |
| RU2439517C1 (en) | Method of tightness testing for underground reservoir arranged in soluble rocks through drill well |