Où est utilisé le gaz de pétrole ? Gaz de pétrole

Contrairement au gaz naturel, le gaz de pétrole associé contient, outre le méthane et l'éthane, une forte proportion de propanes, de butanes et de vapeurs d'hydrocarbures plus lourds. De nombreux gaz associés, selon les domaines, contiennent également des composants non-hydrocarbures : sulfure d'hydrogène et mercaptans, gaz carbonique, azote, hélium et argon.

Lorsque les réservoirs de pétrole sont ouverts, le gaz provenant des bouchons d’huile commence généralement à jaillir en premier. Par la suite, la majeure partie des extraits gaz associé sont des gaz dissous dans le pétrole. Le gaz provenant des bouchons d’essence, ou gaz libre, est de composition « plus légère » (avec une teneur plus faible en gaz d’hydrocarbures lourds) contrairement au gaz dissous dans le pétrole. Ainsi, étapes initiales le développement des champs est généralement caractérisé par d'importants volumes de production annuels de gaz de pétrole associé avec une proportion plus élevée de méthane dans sa composition. Avec l'exploitation à long terme du champ, la production de gaz de pétrole associé est réduite et une grande partie du gaz tombe sur des composants lourds.

Injection dans le sous-sol pour augmenter la pression du réservoir et, par conséquent, l’efficacité de la production pétrolière. Cependant, en Russie, contrairement à un certain nombre de pays étrangers, cette méthode, à de rares exceptions près, n'est pas utilisée car il s'agit d'un processus très coûteux.

Utiliser localement pour produire de l’électricité pour les besoins des champs pétrolifères.

Lorsque des volumes importants et stables de gaz de pétrole associé sont rejetés, utilisez-les comme combustible dans les grandes centrales électriques ou pour un traitement ultérieur.

La plupart méthode efficace utilisation du gaz de pétrole associé - son traitement dans les usines de traitement du gaz pour produire du gaz extrait à sec (DSG), une large fraction d'hydrocarbures légers (NGL), gaz liquéfiés(GPL) et essence gazeuse stable (SGB).

Une grande société de conseil dans le secteur des carburants et de l'énergie, PFC Energy, a noté dans son étude « Utilisation du gaz de pétrole associé en Russie » que Meilleure option L’utilisation de l’APG dépend du montant du dépôt. Ainsi, pour les petits champs, l’option la plus intéressante consiste à produire de l’électricité à petite échelle pour répondre à leurs propres besoins et à ceux des autres consommateurs locaux.

Pour les champs de taille moyenne, selon les chercheurs, l’option la plus économiquement réalisable pour l’utilisation du gaz de pétrole associé est l’extraction du gaz de pétrole liquéfié dans une usine de traitement du gaz et la vente de gaz de pétrole liquéfié (GPL) ou de produits pétrochimiques et de gaz sec.

Pour les grands champs, l’option la plus intéressante consiste à produire de l’électricité dans une grande centrale électrique pour la vendre ensuite en gros au réseau électrique.

Selon les experts, la résolution du problème de l'utilisation du gaz associé n'est pas seulement une question d'écologie et de conservation des ressources, mais constitue également un projet national potentiel d'une valeur de 10 à 15 milliards de dollars. Seule l'utilisation des volumes d'APG permettrait de produire annuellement jusqu'à 5 à 6 millions de tonnes d'hydrocarbures liquides, 3 à 4 milliards de mètres cubes d'éthane, 15 à 20 milliards de mètres cubes de gaz sec ou 60 à 70 000 GWh d'électricité. .

Le président russe Dmitri Medvedev a demandé au gouvernement russe de prendre des mesures pour mettre fin à l'utilisation irrationnelle du gaz associé d'ici le 1er février 2010.

Contrairement au gaz naturel, le gaz de pétrole associé contient, outre le méthane et l'éthane, une forte proportion de propanes, de butanes et de vapeurs d'hydrocarbures plus lourds. De nombreux gaz associés, selon les domaines, contiennent également des composants non-hydrocarbures : hydrogène sulfuré et mercaptans, dioxyde de carbone, azote, hélium et argon.

Lorsque les réservoirs de pétrole sont ouverts, le gaz provenant des bouchons d’huile commence généralement à jaillir en premier. Par la suite, l’essentiel du gaz associé produit est constitué de gaz dissous dans le pétrole. Le gaz provenant des bouchons d’essence, ou gaz libre, est de composition « plus légère » (avec une teneur plus faible en gaz d’hydrocarbures lourds) contrairement au gaz dissous dans le pétrole. Ainsi, les premières étapes du développement du champ sont généralement caractérisées par de grands volumes de production annuels de gaz de pétrole associé avec une plus grande proportion de méthane dans sa composition. Avec l'exploitation à long terme du champ, la production de gaz de pétrole associé est réduite et une grande partie du gaz tombe sur des composants lourds.

Utiliser localement pour produire de l’électricité pour les besoins des champs pétrolifères.

Lorsque des volumes importants et stables de gaz de pétrole associé sont rejetés, utilisez-les comme combustible dans les grandes centrales électriques ou pour un traitement ultérieur.

Le moyen le plus efficace d'utiliser le gaz de pétrole associé est son traitement dans des usines de traitement du gaz pour produire du gaz extrait à sec (DSG), une large fraction d'hydrocarbures légers (NGL), des gaz liquéfiés (GPL) et du gaz essence stable (SGG).

Une grande société de conseil dans le secteur des carburants et de l'énergie, PFC Energy, dans son étude « Utilisation du gaz de pétrole associé en Russie », a noté que l'option optimale pour l'utilisation de l'APG dépend de la taille du gisement. Ainsi, pour les petits champs, l’option la plus intéressante consiste à produire de l’électricité à petite échelle pour répondre à leurs propres besoins et à ceux des autres consommateurs locaux.

Pour les grands champs, l’option la plus intéressante consiste à produire de l’électricité dans une grande centrale électrique pour la vendre ensuite en gros au réseau électrique.

Le président russe Dmitri Medvedev a demandé au gouvernement russe de prendre des mesures pour mettre fin à l'utilisation irrationnelle du gaz associé d'ici le 1er février 2010.

Le gaz de pétrole associé (APG), comme son nom l’indique, est un sous-produit de la production pétrolière. Le pétrole se trouve dans le sol avec le gaz, et il est techniquement presque impossible d'assurer la production d'une phase exclusivement liquide de matières premières d'hydrocarbures, laissant du gaz à l'intérieur de la formation.

A ce stade, le gaz est perçu comme une matière première associée, puisque les prix mondiaux du pétrole déterminent la plus grande valeur de la phase liquide. Contrairement aux gisements de gaz, où toute la production et Caractéristiques la production vise à extraire exclusivement la phase gazeuse (avec un léger mélange condensat de gaz), les gisements de pétrole ne sont pas équipés de manière à mener efficacement le processus de production et d'utilisation du gaz associé.

Plus loin dans ce chapitre, les aspects techniques et économiques de la production d'APG seront examinés plus en détail et, sur la base des conclusions obtenues, les paramètres pour lesquels un modèle économétrique sera construit seront sélectionnés.

Caractéristiques générales du gaz de pétrole associé

Description aspects techniques la production d'hydrocarbures commence par une description des conditions de leur apparition.

Le pétrole lui-même est formé à partir des restes organiques d’organismes morts qui se déposent au fond des mers et des rivières. Au fil du temps, l'eau et le limon ont protégé la substance de la décomposition et, à mesure que de nouvelles couches s'accumulaient, la pression sur les couches sous-jacentes augmentait, ce qui, avec la température et conditions chimiques a provoqué la formation de pétrole et de gaz naturel.

Le pétrole et le gaz existent ensemble. Dans des conditions de haute pression, ces substances s'accumulent dans les pores des roches dites mères et, progressivement, subissant un processus de transformation continue, remontent vers le haut par les forces microcapillaires. Mais à mesure qu'il monte, un piège peut se former - lorsqu'une couche plus dense recouvre la couche à travers laquelle migre l'hydrocarbure, et ainsi une accumulation se produit. Au moment où une quantité suffisante d'hydrocarbures s'est accumulée, le processus de déplacement de l'eau initialement salée, plus lourde que le pétrole, commence à se produire. Ensuite, le pétrole lui-même est séparé du gaz plus léger, mais une partie du gaz dissous reste dans la fraction liquide. Ce sont l’eau et le gaz séparés qui servent d’outils pour pousser le pétrole vers l’extérieur, formant ainsi des régimes de pression d’eau ou de gaz.

En fonction des conditions, de la profondeur et du contour du site, le développeur sélectionne le nombre de puits pour maximiser la production.

Le principal type de forage moderne utilisé est le forage rotatif. Dans ce cas, le forage s'accompagne d'une remontée continue des déblais de forage - fragments de formation séparés par un trépan - vers l'extérieur. Dans ce cas, pour améliorer les conditions de forage, on utilise un fluide de forage, souvent constitué d'un mélange de réactifs chimiques. [Forêt Grise, 2001]

La composition du gaz de pétrole associé variera d'un champ à l'autre - en fonction de l'ensemble de la histoire géologique formation de ces dépôts ( race mère, conditions physiques et chimiques, etc.). En moyenne, la proportion de méthane dans ce gaz est de 70 % (à titre de comparaison - gaz naturel contient jusqu'à 99% de son volume en méthane). Un grand nombre de les impuretés créent, d'une part, des difficultés pour le transport du gaz à travers le système de transport de gaz (GTS), d'autre part, la présence de composants extrêmement importants comme l'éthane, le propane, le butane, l'isobutane, etc. rend le gaz associé extrêmement souhaitable matière première pour la production pétrochimique. Les champs pétrolifères de la Sibérie occidentale se caractérisent par les indicateurs suivants teneur en hydrocarbures dans les gaz associés [Popular Petrochemistry, 2011] :

Méthane 60-70%
Éthane 5-13%
· Propane 10-17%
· Butane 8-9%

Le TU 0271-016-00148300-2005 « Gaz de pétrole associé soumis à livraison aux consommateurs » définit les catégories suivantes d'APG (selon la teneur en composants C 3 ++, g/m 3) :

· « Maigre » - moins de 100
· «Moyen» - 101-200
· "Gros" - 201-350
· Extra gras - plus de 351

La figure suivante [Filippov, 2011] indique les principales activités réalisées avec le gaz de pétrole associé et les effets obtenus par ces activités.

Figure 1 - Principales activités réalisées avec APG et leurs effets, source : http://www.avfinfo.ru/page/inzhiniring-002

Pendant la production de pétrole et la séparation progressive, le gaz libéré a composition différente- le tout premier gaz à haute teneur en fraction méthane est libéré, lors des étapes suivantes de séparation, le gaz est libéré de tous excellent contenu hydrocarbures plus ordre élevé. Les facteurs influençant le dégagement de gaz associé sont la température et la pression.

Un chromatographe en phase gazeuse est utilisé pour déterminer la teneur en gaz associé. Lors de la détermination de la composition du gaz associé, il est également important de prêter attention à la présence de composants non-hydrocarbures - par exemple, la présence de sulfure d'hydrogène dans l'APG peut affecter négativement la possibilité de transport du gaz, car des processus de corrosion peuvent se produire dans le pipeline.

Figure 2 - Schéma de préparation du pétrole et comptabilité APG, source : Skolkovo Energy Center

La figure 2 représente schématiquement le processus de raffinage du pétrole étape par étape avec libération du gaz associé. Comme le montre la figure, le gaz associé est principalement un sous-produit de la séparation primaire des matières premières d'hydrocarbures extraites de puits de pétrole. Le problème du comptage des gaz associés réside dans la nécessité d'installer des compteurs automatiques à plusieurs étapes de séparation, puis de livraisons pour élimination (usines de traitement des gaz, chaufferies, etc.).

Les principales installations utilisées sur les sites de production [Filippov, 2009] :

· Amplificateur stations de pompage(DNS)
Unités de séparation d'huile (OSN)
· Unités de traitement d'huile (OPN)
· Points centraux de traitement des huiles (CPPN)

Le nombre d'étapes dépend de proprietes physiques et chimiques gaz associé, en particulier à partir de facteurs tels que la teneur en gaz et le facteur gazeux. Souvent, le gaz de la première étape de séparation est utilisé dans les fours pour générer de la chaleur et préchauffer toute la masse de pétrole, afin d'augmenter le rendement en gaz lors des étapes suivantes de séparation. Pour les mécanismes d'entraînement, on utilise de l'électricité, qui est également produite sur le terrain, ou des réseaux électriques principaux. Les centrales électriques à piston à gaz (GPPP), les turbines à gaz (GTS) et les générateurs diesel (DGS) sont principalement utilisés. Capacités de gaz fonctionnent au gaz du premier étage de séparation, la station diesel fonctionne au carburant liquide importé. Le type spécifique de production d’électricité est sélectionné en fonction des besoins et des caractéristiques de chaque projet individuel. Une centrale électrique à turbine à gaz peut dans certains cas produire un excédent d’électricité pour approvisionner les installations de production pétrolière voisines, et dans certains cas, le reste peut être vendu sur le marché de gros de l’électricité. Dans la production d’énergie de type cogénération, les installations produisent simultanément de la chaleur et de l’électricité.

Les lignes de reflet sont un attribut obligatoire de tout champ. Même s’ils ne sont pas utilisés, ils sont nécessaires pour brûler l’excès de gaz en cas d’urgence.

Du point de vue économique de la production pétrolière, les processus d'investissement dans le domaine de l'utilisation du gaz associé sont plutôt inertiels et sont orientés principalement non pas sur les conditions du marché à court terme, mais sur l'ensemble de tous les facteurs économiques et institutionnels sur une période donnée. horizon à assez long terme.

Les aspects économiques de la production d’hydrocarbures ont leurs propres caractéristiques spécifiques. Les particularités de la production pétrolière sont :

Caractère à long terme des décisions d’investissement clés
· Retards d'investissement importants
· Investissement initial important
Irréversibilité de l'investissement initial
Déclin naturel de la production au fil du temps

Afin d'évaluer l'efficacité de tout projet, un modèle courant pour évaluer la valeur d'une entreprise est l'évaluation de la VAN.

NPV (Net Present Value) - l'évaluation est basée sur le fait que tous les revenus futurs estimés de l'entreprise seront résumés et réduits à la valeur actuelle de ces revenus. Même somme d'argent aujourd'hui et demain diffèrent par le taux d'actualisation (i). Cela est dû au fait que pendant la période t=0, l’argent dont nous disposons a une certaine valeur. Alors que dans la période t=1 sur les données espèces l'inflation sera généralisée, il y aura toutes sortes de risques et influences négatives. Tout cela rend l’argent futur « moins cher » que l’argent actuel.

La durée de vie moyenne d'un projet de production pétrolière peut être d'environ 30 ans, suivie d'un long arrêt de la production, s'étendant parfois sur des décennies, associé au niveau des prix du pétrole et au remboursement des coûts d'exploitation. De plus, la production pétrolière atteint son apogée au cours des cinq premières années de production, puis, en raison du déclin naturel de la production, elle diminue progressivement.

Au cours des premières années, l’entreprise réalise d’importants investissements initiaux. Mais l'extraction elle-même ne commence que quelques années après le début investissements en capital. Chaque entreprise s'efforce de minimiser le décalage d'investissement afin de rentabiliser le projet dans les plus brefs délais.

Un graphique typique de rentabilité d'un projet est présenté à la figure 3 :

Figure 3 - Diagramme NPV pour un projet de production pétrolière typique

Ce chiffre montre la VAN du projet. Maximum Sens négatif- il s'agit de l'indicateur MCO (maximum cash outlay), qui reflète le montant d'investissement requis par le projet. Intersection du graphique linéaire accumulé flux de trésorerie avec l'axe du temps en années - c'est le temps de retour sur investissement du projet. Le taux d’accumulation de la VAN diminue, en raison à la fois de la diminution du taux de production et du taux d’actualisation temporel.

En plus des investissements en capital, la production nécessite chaque année des coûts d'exploitation. Une augmentation des coûts d'exploitation, qui peuvent inclure les coûts techniques annuels associés aux risques environnementaux, réduit la VAN du projet et augmente la période de récupération du projet.

Ainsi, des dépenses supplémentaires pour la comptabilité, la collecte et l'utilisation du gaz de pétrole associé ne peuvent être justifiées du point de vue du projet que si ces dépenses augmentent la VAN du projet. Sinon, il y aura une diminution de l'attractivité du projet et, par conséquent, soit une diminution du nombre de projets en cours de mise en œuvre, soit un ajustement des volumes de production de pétrole et de gaz au sein d'un projet.

Classiquement, tous les projets d'utilisation du gaz associés peuvent être divisés en trois groupes :

1. Le projet de recyclage lui-même est rentable (en tenant compte de tous les facteurs économiques et institutionnels) et les entreprises n'auront pas besoin d'incitations supplémentaires pour sa mise en œuvre.
2. Le projet d'utilisation a une VAN négative, tandis que la VAN cumulée de l'ensemble du projet de production pétrolière est positive. C'est sur ce groupe que peuvent se concentrer toutes les mesures d'incitation. Principe général sera de créer les conditions (avec avantages et pénalités) dans lesquelles il sera rentable pour l'entreprise de réaliser des projets de recyclage plutôt que de payer des amendes. De plus, pour que les coûts totaux du projet ne dépassent pas la VAN totale.
3. Les projets de recyclage ont une VAN négative, et s'ils sont mis en œuvre projet général La production pétrolière de ce champ devient également non rentable. Dans ce cas, soit les mesures incitatives n'entraîneront pas de réduction des émissions (l'entreprise paiera des amendes à hauteur de leur coût cumulé égal à la VAN du projet), soit le champ sera mis en veilleuse et le permis restitué.

Selon Centre énergétique Skolkovo, le cycle d'investissement dans la mise en œuvre des projets d'utilisation de l'APG est supérieur à 3 ans.

Selon le ministère des Ressources naturelles, les investissements devraient s'élever à environ 300 milliards de roubles d'ici 2014 pour atteindre le niveau visé. Selon la logique de gestion des projets du deuxième type, les taux de paiement pour la pollution devraient être tels que le coût potentiel de tous les paiements serait supérieur à 300 milliards de roubles et que le coût d'opportunité serait égal à l'investissement total.

Pendant longtemps, le gaz de pétrole associé n’avait aucune valeur. Il était considéré impureté nocive pendant la production pétrolière et brûlé directement lorsque le gaz sort d’un puits pétrolifère. Mais le temps a passé. De nouvelles technologies sont apparues qui nous ont permis de porter un regard différent sur l’APG et ses propriétés.

Composé

Le gaz de pétrole associé se trouve dans le « capuchon » d’une formation pétrolifère – l’espace entre le sol et les gisements de pétrole fossile. En outre, une partie est dissoute dans l’huile elle-même. Essentiellement, l'APG est le même gaz naturel, dont la composition contient un grand nombre d'impuretés.

Le gaz de pétrole associé a une grande variété de contenus diverses sortes les hydrocarbures. Il s'agit principalement de l'éthane, du propane, du méthane, du butane. Il contient également des hydrocarbures plus lourds : le pentane et l'hexane. De plus, le gaz de pétrole contient une certaine quantité de composants ininflammables : hélium, sulfure d'hydrogène, dioxyde de carbone, azote et argon.

Il convient de noter que la composition du gaz de pétrole associé est extrêmement instable. Un même dépôt APG peut modifier sensiblement le pourcentage de certains éléments au cours de plusieurs années. Cela est particulièrement vrai pour le méthane et l'éthane. Malgré cela, le pétrole et le gaz sont très gourmands en énergie. Un mètre cube d'APG, selon le type d'hydrocarbures qui le composent, est capable de libérer de 9 000 à 15 000 kcal d'énergie, ce qui le rend prometteur pour une utilisation dans divers sécateurs économiques.

Les leaders de la production de gaz de pétrole associés sont l'Iran, l'Irak, Arabie Saoudite, Fédération Russe et d'autres pays dans lesquels sont concentrées les principales réserves de pétrole. La Russie représente environ 50 milliards de mètres cubes de gaz de pétrole associé par an. La moitié de ce volume est destinée aux besoins des zones de production, 25 % à des transformations complémentaires et le reste est brûlé.

Nettoyage

Le gaz de pétrole associé n’est pas utilisé sous sa forme originale. Son utilisation ne devient possible qu'après un nettoyage préalable. Pour ce faire, des couches d'hydrocarbures de densités différentes sont séparées les unes des autres dans un équipement spécialement conçu à cet effet - un séparateur sous pression à plusieurs étages.

Tout le monde sait que l’eau des montagnes bout à une température plus basse. Selon l'altitude, son point d'ébullition peut descendre jusqu'à 95 ºС. Cela se produit en raison de la différence de pression atmosphérique. Ce principe est utilisé dans le fonctionnement des séparateurs multi-étages.

Initialement, le séparateur fournit une pression de 30 atmosphères et, après un certain temps, réduit progressivement sa valeur par pas de 2 à 4 atmosphères. Cela garantit une séparation uniforme des hydrocarbures ayant des points d’ébullition différents les uns des autres. Ensuite, les composants reçus sont envoyés directement à étape suivante nettoyage dans les raffineries de pétrole.

Application du gaz de pétrole associé

Il est désormais activement demandé dans certains domaines de production. Tout d'abord, c'est - industrie chimique. Pour elle, l’APG sert de matériau pour la production de plastiques et de caoutchouc.

L’industrie énergétique est également friande des sous-produits de la production pétrolière. L'APG est la matière première à partir de laquelle les types suivants carburant:

Gaz épuré à sec.
Large fraction d'hydrocarbures légers.
Carburant à essence.
Gaz de pétrole liquéfié.
Essence de gaz stable.
Fractions séparées à base de carbone et d'hydrogène : éthane, propane, butane et autres gaz.

Le volume d'utilisation du gaz de pétrole associé serait encore plus élevé sans un certain nombre de difficultés qui surviennent lors de son transport :

Besoin de suppression impuretés mécaniques de la composition du gaz. Lorsque l'APG s'écoule d'un puits, de minuscules particules de sol pénètrent dans le gaz, ce qui réduit considérablement ses propriétés de transport.
Le gaz de pétrole associé doit subir une procédure de traitement pétrolier. Sans cela, la fraction liquéfiée précipitera dans le gazoduc lors de son transport.
La composition du gaz de pétrole associé doit être purifiée du soufre. L'augmentation de la teneur en soufre est l'une des principales raisons de la formation de points de corrosion dans le pipeline.
Élimination de l'azote et du dioxyde de carbone pour augmenter le pouvoir calorifique du gaz.

Pour les raisons ci-dessus, le gaz de pétrole associé n’a pas été utilisé pendant longtemps, mais a été brûlé directement à proximité du puits où se trouvait le pétrole. C'était particulièrement agréable de regarder cela en survolant la Sibérie, où des torches avec des nuages noirs de fumée qui en émanaient étaient constamment visibles. Cela a continué jusqu'à ce que les écologistes interviennent, se rendant compte de tous les dommages irréparables qui étaient ainsi causés à la nature.

Conséquences de la brûlure

La combustion du gaz s'accompagne d'un impact thermique actif sur l'environnement. Dans un rayon de 50 à 100 mètres de l'emplacement immédiat de l'incendie, il y a une diminution notable du volume de végétation et à une distance allant jusqu'à 10 mètres, il y a une absence totale de végétation. Cela est principalement dû à la combustion des éléments nutritifs du sol, dont dépendent tant divers types d’arbres et d’herbes.

Une torche allumée sert de source de monoxyde de carbone, celui-là même qui est responsable de la destruction de la couche d'ozone sur Terre. De plus, le gaz contient du dioxyde de soufre et de l'oxyde d'azote. Ces éléments appartiennent au groupe des substances toxiques pour les organismes vivants.

Ainsi, les personnes vivant dans des zones de production pétrolière active ont un risque accru de développer divers types de pathologies : oncologie, infertilité, immunité affaiblie, etc.

C'est pourquoi, à la fin des années 2000, s'est posée la question de l'utilisation de l'APG, que nous examinerons ci-dessous.

Méthodes d'utilisation du gaz de pétrole associé

À l’heure actuelle, il existe de nombreuses options pour éliminer les déchets pétroliers sans causer de dommages. environnement. Les plus courants sont :

Envoyé directement à la raffinerie de pétrole. C'est le plus solution optimale, tant d’un point de vue financier qu’environnemental. Mais à condition qu'il y ait déjà infrastructure développée gazoducs. En son absence, un investissement de capital important sera nécessaire, ce qui ne se justifie qu'en cas de dépôts importants.
Recyclage en utilisant l'APG comme carburant. Le gaz de pétrole associé est fourni aux centrales électriques, où des turbines à gaz sont utilisées pour produire énergie électrique. L'inconvénient de cette méthode est la nécessité d'installer des équipements pour le pré-nettoyage, ainsi que pour son transport jusqu'à sa destination.
Injection d'APG usé dans le réservoir de pétrole sous-jacent, augmentant ainsi le facteur de récupération de pétrole du puits. Cela se produit en raison de l'augmentation sous la couche de sol. Cette option se caractérise par la facilité de mise en œuvre et le coût relativement faible du matériel utilisé. Il n'y a qu'un seul inconvénient ici : le manque d'utilisation réelle d'APG. Il n’y a qu’un retard, mais le problème reste entier.