RU2475632C2 - Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты) - Google Patents
Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2475632C2 RU2475632C2 RU2010121883/03A RU2010121883A RU2475632C2 RU 2475632 C2 RU2475632 C2 RU 2475632C2 RU 2010121883/03 A RU2010121883/03 A RU 2010121883/03A RU 2010121883 A RU2010121883 A RU 2010121883A RU 2475632 C2 RU2475632 C2 RU 2475632C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- composition
- wells
- oil
- oil recovery
- Prior art date
Links
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title abstract description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 175
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 141
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 62
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 claims abstract description 45
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 32
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 32
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 236
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 156
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 115
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 68
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 43
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 40
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 24
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 22
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 21
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 16
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims description 12
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 claims description 12
- QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N carbon disulfide-14c Chemical compound S=[14C]=S QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N 0.000 claims description 11
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 10
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 10
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 8
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 8
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 6
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 4
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 4
- UOCLXMDMGBRAIB-UHFFFAOYSA-N 1,1,1-trichloroethane Chemical compound CC(Cl)(Cl)Cl UOCLXMDMGBRAIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims description 3
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims description 3
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 3
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 claims description 3
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 3
- 239000008096 xylene Substances 0.000 claims description 3
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 claims 1
- NMMJBCKZPPYIJL-UHFFFAOYSA-N octane;pentane Chemical compound CCCCC.CCCCCCCC NMMJBCKZPPYIJL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract description 16
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 142
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 73
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 57
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 26
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 25
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 23
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 21
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 13
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 13
- -1 Neodol alcohols Chemical class 0.000 description 12
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 description 10
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 9
- DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N (R)-(-)-Propylene glycol Chemical compound C[C@@H](O)CO DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N 0.000 description 8
- MSXVEPNJUHWQHW-UHFFFAOYSA-N 2-methylbutan-2-ol Chemical compound CCC(C)(C)O MSXVEPNJUHWQHW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N Tert-Butanol Chemical compound CC(C)(C)O DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 6
- 230000012447 hatching Effects 0.000 description 6
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 6
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 6
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 6
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 5
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 5
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 5
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N butan-2-ol Chemical compound CCC(C)O BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 4
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 4
- ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 2-Butanone Chemical compound CCC(C)=O ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 3
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 3
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 3
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 3
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N (2r,3r,4s)-2-[(1r)-1,2-dihydroxyethyl]oxolane-3,4-diol Chemical compound OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N 0.000 description 2
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 2
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000004147 Sorbitan trioleate Substances 0.000 description 2
- PRXRUNOAOLTIEF-ADSICKODSA-N Sorbitan trioleate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OC[C@@H](OC(=O)CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC PRXRUNOAOLTIEF-ADSICKODSA-N 0.000 description 2
- 239000003570 air Substances 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 2
- 229940045714 alkyl sulfonate alkylating agent Drugs 0.000 description 2
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 2
- 125000005228 aryl sulfonate group Chemical group 0.000 description 2
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N disulfur monoxide Inorganic materials O=S=S TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920001038 ethylene copolymer Polymers 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 2
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 description 2
- PBOSTUDLECTMNL-UHFFFAOYSA-N lauryl acrylate Chemical compound CCCCCCCCCCCCOC(=O)C=C PBOSTUDLECTMNL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 2
- OXUCOTSGWGNWGC-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCC[CH2-] OXUCOTSGWGNWGC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004535 oil miscible liquid Substances 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012629 purifying agent Substances 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 235000019337 sorbitan trioleate Nutrition 0.000 description 2
- 229960000391 sorbitan trioleate Drugs 0.000 description 2
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 2
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- CUNWUEBNSZSNRX-RKGWDQTMSA-N (2r,3r,4r,5s)-hexane-1,2,3,4,5,6-hexol;(z)-octadec-9-enoic acid Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO.OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO.CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O.CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O.CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O CUNWUEBNSZSNRX-RKGWDQTMSA-N 0.000 description 1
- ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 1,1-difluorocyclohexane Chemical compound FC1(F)CCCCC1 ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 1-benzothiophene Chemical class C1=CC=C2SC=CC2=C1 FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 5'-adenylyl sulfate Chemical compound C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OS(O)(=O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 0.000 description 1
- XZIIFPSPUDAGJM-UHFFFAOYSA-N 6-chloro-2-n,2-n-diethylpyrimidine-2,4-diamine Chemical compound CCN(CC)C1=NC(N)=CC(Cl)=N1 XZIIFPSPUDAGJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- RZXLPPRPEOUENN-UHFFFAOYSA-N Chlorfenson Chemical compound C1=CC(Cl)=CC=C1OS(=O)(=O)C1=CC=C(Cl)C=C1 RZXLPPRPEOUENN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920001213 Polysorbate 20 Polymers 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- IYFATESGLOUGBX-YVNJGZBMSA-N Sorbitan monopalmitate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O IYFATESGLOUGBX-YVNJGZBMSA-N 0.000 description 1
- HVUMOYIDDBPOLL-XWVZOOPGSA-N Sorbitan monostearate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O HVUMOYIDDBPOLL-XWVZOOPGSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 150000007824 aliphatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 1
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical group [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000002915 carbonyl group Chemical group [*:2]C([*:1])=O 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 230000002925 chemical effect Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 150000002019 disulfides Chemical class 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 238000007037 hydroformylation reaction Methods 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229920001467 poly(styrenesulfonates) Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 235000010486 polyoxyethylene sorbitan monolaurate Nutrition 0.000 description 1
- 239000011970 polystyrene sulfonate Substances 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 description 1
- 239000001267 polyvinylpyrrolidone Substances 0.000 description 1
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 description 1
- 150000003138 primary alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- 238000005067 remediation Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940035044 sorbitan monolaurate Drugs 0.000 description 1
- 239000001593 sorbitan monooleate Substances 0.000 description 1
- 235000011069 sorbitan monooleate Nutrition 0.000 description 1
- 229940035049 sorbitan monooleate Drugs 0.000 description 1
- 239000001570 sorbitan monopalmitate Substances 0.000 description 1
- 235000011071 sorbitan monopalmitate Nutrition 0.000 description 1
- 229940031953 sorbitan monopalmitate Drugs 0.000 description 1
- 239000001587 sorbitan monostearate Substances 0.000 description 1
- 235000011076 sorbitan monostearate Nutrition 0.000 description 1
- 229940035048 sorbitan monostearate Drugs 0.000 description 1
- 229960005078 sorbitan sesquioleate Drugs 0.000 description 1
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 1
- 125000001273 sulfonato group Chemical class [O-]S(*)(=O)=O 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 229930192474 thiophene Natural products 0.000 description 1
- 150000003577 thiophenes Chemical class 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 239000012991 xanthate Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к системам и способам добычи нефти и/или газа. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности системы. Сущность изобретений: система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта месторождения включает первое множество скважин, расположенных над пластом, второе множество скважин, расположенных над пластом. Первое множество скважин снабжено средствами для нагнетания в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта. Второе множество скважин снабжено средствами для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени. Второе множество скважин снабжено средствами для нагнетания в пласт агента очистки, в то время как первое множество скважин снабжено средствами для извлечения смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи в течение второго периода времени. 3 н. и 27 з.п. ф-лы, 7 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к системам и способам добычи нефти и/или газа.
Уровень техники
Для увеличения объема добычи нефти в месторождениях во всем мире могут быть использованы методы повышения нефтеотдачи пласта (МПНО). Существуют три основных метода повышения нефтеотдачи, а именно метод теплового воздействия, метод закачки химреагента/полимера и метод закачки газа, которые могут быть использованы для увеличения объема добычи нефти из пласта месторождения и которые, кроме того, могут быть осуществлены с помощью известных средств, обеспечивая по возможности увеличение продолжительности эксплуатации месторождения и способствуя увеличению коэффициента извлечения нефти.
Метод повышения нефтеотдачи с помощью теплового воздействия осуществляют посредством подвода теплоты в продуктивный пласт. Наиболее широко распространенный вид такого воздействия заключается в вытеснении паром, который уменьшает вязкость нефти так, что она может протекать к эксплуатационным скважинами. Нагнетание в пласт растворов химических реагентов повышает нефтеотдачу за счет уменьшения капиллярных сил, которые удерживают остаточную нефть. Нагнетание в пласт растворов полимеров повышает эффективность вытеснения нефти закачанной в пласт водой. Нагнетание в пласт смешивающегося агента действует подобно нагнетанию химических реагентов. За счет нагнетания текучей среды, которая может смешиваться с нефтью, может быть извлечена удерживаемая остаточная нефть.
Фиг.1 иллюстрирует известную в уровне техники систему 100 (аналог). Известная система 100 включает подземный пласт 102 месторождения, подземный пласт 104, подземный пласт 106 и подземный пласт 108. Оборудование и устройства 110 для ведения добычи размещены на поверхности. Пласты 102 и 104 пересекает скважина 112, которая заканчивается в пласте 106. Соответствующий участок пласта 106 показан на фиг.1 позицией 114. Нефть и газ добывают из пласта 106 через скважину 112 и направляют к оборудованию и устройствам 110 для ведения добычи. Газ и жидкую фазу отделяют друг от друга, при этом газ накапливают в хранилище 116 газа, а жидкость накапливают в хранилище 118 для жидкости.
В патентном документе US 5826656 описан способ добычи остаточной нефти после заводнения из подземного нефтеносного заводненного пласта, через который от земной поверхности пробурена, по меньшей мере, одна скважина, включающий нагнетание растворителя, смешивающегося с нефтью, в заводненную, содержащую остаточную нефть нижнюю часть подземного нефтеносного пласта через скважину, подготовленную для подачи смешивающегося с нефтью растворителя в указанную нижнюю часть нефтеносного пласта; продолжение подачи смешивающегося с нефтью растворителя в нижнюю часть нефтеносного пласта в течение периода времени, равного, по меньшей мере, одной неделе; повторную подготовку скважины для извлечения количеств смешиваемого с нефтью растворителя и количеств остаточной заводненной нефти из верхней части нефтеносного пласта; и извлечение количеств смешиваемого с нефтью растворителя и остаточной заводненной нефти из верхней части нефтеносного пласта. Указанный пласт предварительно может быть заводнен и заполнен растворителем, способным смешиваться с нефтью. Растворитель может быть закачан через горизонтальную скважину, и растворитель и нефть могут быть извлечены через большое количество скважин, подготовленных для добычи нефти и растворителя из верхней части нефтеносного пласта. Патентный документ US 5826656 включен в настоящее описание полностью посредством ссылки.
В рассматриваемой в настоящее время опубликованной заявке на выдачу патента США №2006/0254769, имеющей дату публикации - 16.11.2006 и регистрационный номер ТН2616 в книге записи поверенных, описана система, содержащая средства для извлечения нефти и/или газа из подземного пласта месторождения, при этом нефть и/или газ включает одно или большее количество серосодержащих соединений; средства для превращения, по меньшей мере, части серосодержащих соединений, содержащихся в добытых нефти и/или газе, в состав, включающий сероуглерод; и средства для выпуска в пласт, по меньшей мере, части состава, включающего сероуглерод. Указанная опубликованная заявка на выдачу патента США №2006/0254769 включена в настоящее описание полностью посредством ссылки.
В патентном документе US 5062970 описана композиция, включающая поверхностно-активное вещество, подходящее для повышения нефтеотдачи пласта, содержащее в массовом отношении от 60/40 до 10/90 а) (о,m)- и/или (o,p) - диалкилбензолсульфонат щелочного металла и b) полиалкоксифенилэфирсульфонат щелочного металла.
Другие композиции и способы увеличения добычи углеводородов описаны в патентных документах US 3943160, US 3946812, US 4077471, US 4216079, US 5318709, US 5723423, US 6022834, US 6269881, а также в статье Wellington, et al., «Low Surfactant Concentration Enhanced Waterflooding», Society of Petroleum Engineers, 1995. Все перечисленные источники информации включены в настоящее описание посредством ссылки.
В данной области техники существует необходимость в усовершенствованных системах и способах для повышения нефтеотдачи. Кроме того, в данной области техники существует необходимость в усовершенствованных системах и способах повышения нефтеотдачи с использованием растворителя, например, за счет снижения вязкости, химических эффектов и нагнетания в пласт смешивающихся с нефтью жидкостей. Кроме того, в данной области техники существует также необходимость в усовершенствованных системах и способах повышения нефтеотдачи с использованием смешивающихся растворителей. В данной области техники существует также необходимость в улучшенных системах и способах извлечения растворителя после нагнетания в пласт смешивающихся с нефтью жидкостей.
Сущность изобретения
Согласно одному аспекту настоящее изобретение обеспечивает систему для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающую первое множество скважин, рассредоточнных над пластом; второе множество скважин, рассредоточенных над пластом; при этом первое множество снабжено средствами для нагнетания в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, в то время как второе множество скважин снабжено средствами для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени; при этом второе множество скважин снабжено средствами для нагнетания в пласт агента очистки (ремедиации), в то время как первое множество скважин снабжено средствами для извлечения из пласта смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи в течение второго периода времени.
Согласно другому аспекту изобретение обеспечивает способ добычи нефти и/или газа, включающий нагнетание состава, включающего сероуглерод, в пласт в течение первого периода времени из первой скважины; добычу нефти и/или газа из пласта из второй скважины в течение первого периода времени; нагнетание в пласт агента очистки в течение второго периода времени из второй скважины; и извлечение состава, включающего сероуглерод, из пласта из первой скважины в течение второго периода времени.
Заявленное изобретение обеспечивает одно или более из следующих преимуществ:
улучшенные системы и способы для повышенного извлечения углеводородов из пласта с помощью растворителя;
улучшенные системы и способы для повышенного извлечения углеводородов из пласта с помощью текучей среды, включающей смешивающийся растворитель;
улучшенные композиции и/или методы для вторичного извлечения углеводородов;
улучшенные системы и способы для повышения нефтеотдачи пласта;
улучшенные системы и способы для повышения нефтеотдачи пласта, использующие смешивающийся растворитель;
улучшенные системы и способы для повышения нефтеотдачи пласта, использующие соединение, которое может быть смешивающимся с нефтью на месте;
улучшенные системы и способы для извлечения соединения, которое может быть смешивающимся с нефтью на месте.
Краткое описание чертежей
Фиг.1 - система для добычи нефти и/или газа.
Фиг.2а - схема размещения скважин.
Фиг.2b и 2с - схемы размещения скважин согласно фиг.2а, иллюстрирующие осуществление процесса повышения нефтеотдачи пласта.
Фиг.3а-3с - системы для добычи нефти и/или газа.
Подробное описание изобретения
На фиг.2а показано множество 200 скважин для некоторых воплощений изобретений. Множество 200 включает группу 202 скважин (обозначены горизонтальными линиями штриховки) и группу 204 скважин (обозначены диагональными линиями штриховки).
Каждая скважина в группе 202 скважин находится на расстоянии 230 по горизонтали от соседней скважины в группе 202 скважин. Каждая скважина в группе 202 скважин находится на расстоянии 232 по вертикали от соседней скважины в группе 202 скважин.
Каждая скважина в группе 204 скважин находится на расстоянии 236 по горизонтали от соседней скважины в группе 204 скважин. Каждая скважина в группе 204 скважин находится на расстоянии 238 по вертикали от соседней скважины в группе 204 скважин.
Каждая скважина в группе 202 скважин находится на расстоянии 234 от соседних скважин в группе 204 скважин. Каждая скважина в группе 204 скважин находится на расстоянии 234 от соседних скважин в группе 202 скважин.
Каждая скважина в группе 202 скважин может быть окружена четырьмя скважинами в группе 204 скважин. Каждая скважина в группе 204 скважин может быть окружена четырьмя скважинами в группе 202 скважин.
Расстояние 230 по горизонтали находится в интервале от приблизительно 5 метров до приблизительно 1000 метров, или от приблизительно 10 метров до приблизительно 500 метров, или от приблизительно от 20 метров до приблизительно 250 метров, или от приблизительно 50 метров до приблизительно 150 метров, или от приблизительно 90 метров до приблизительно 120 метров или составляет приблизительно 100 метров.
Расстояние 232 по вертикали может составлять приблизительно от 5 до 1000 метров, или приблизительно от 10 до приблизительно 500 метров, или от приблизительно 20 до приблизительно 250 метров, или приблизительно от 30 до приблизительно 200 метров, или от приблизительно 50 до приблизительно 150 метров, или от приблизительно 90 до приблизительно 120 метров, или составляет приблизительно 100 метров.
Расстояние 236 по горизонтали может находиться в интервале приблизительно от 5 до 1000 метров, или приблизительно от 10 до приблизительно 500 метров, или от приблизительно 20 до приблизительно 250 метров, или от приблизительно от 30 до приблизительно 200 метров, или от приблизительно 50 до приблизительно 150 метров, или от приблизительно 90 до приблизительно 120 метров, или составляет приблизительно 100 метров.
Расстояние 238 по вертикали может составлять приблизительно от 5 до 1000 метров, или приблизительно от 10 до приблизительно 500 метров, или от приблизительно 20 до приблизительно 250 метров, или приблизительно от 30 до приблизительно 200 метров, или от приблизительно 50 до приблизительно 150 метров, или от приблизительно 90 до приблизительно 120 метров, или составляет приблизительно 100 метров.
Расстояние 234 может находиться в интервале от приблизительно 5 до приблизительно 1000 метров, или приблизительно от 10 до приблизительно 500 метров, или от приблизительно 20 до приблизительно 250 метров, или приблизительно от 30 до приблизительно 200 метров, или от приблизительно 50 до приблизительно 150 метров, или от приблизительно 90 до приблизительно 120 метров, или может составлять приблизительно 100 метров.
Множество 200 скважин может включать в себя от приблизительно 10 до приблизительно 1000 скважин, например, от приблизительно 5 до приблизительно 500 скважин в группе 202 скважин, и от приблизительно 5 до приблизительно 500 скважин в группе 204 скважин.
Множество 200 скважин, показанных на фиг.2а, можно представить себе как вид сверху с группой 202 скважин и группой 204 скважин, которые являются вертикальными скважинами, размещенными на определенном расстоянии друг от друга на некотором участке земли. Указанное множество 200 скважин можно представить себе как вид сбоку в поперечном сечении с группой 202 скважин и группой 204 скважин, которые являются горизонтальными скважинами, размещенными в пласте месторождения на определенном расстоянии друг от друга.
Добыча нефти и/или газа из подземного пласта месторождения посредством множества 200 скважин может быть осуществлена каким-либо известным способом. Подходящие способы включают подводную добычу, поверхностную добычу, первичную, вторичную или третичную добычу. Выбор конкретного способа, используемого для извлечения нефти и/или газа из подземного пласта, не является существенным.
Фиг.2b иллюстрирует множество 200 скважин для некоторых воплощений изобретения. Множество 200 включает группу 202 скважин (обозначены горизонтальными линиями штриховки) и группу 204 скважин (обозначены диагональными линиями штриховки).
В некоторых воплощениях смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта может нагнетаться в группу 204 скважин, а нефть может добываться из группы 202 скважин. Как показано на фигуре, смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта имеет некоторый профиль 208 нагнетания в пласт, а добыча нефти для группы 202 скважин характеризуется некоторым профилем 206 извлечения (притока) нефти.
Смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта может нагнетаться в группу 202 скважин, а нефть может добываться из группы 204 скважин. Как показано на фигуре, смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта имеет некоторый профиль 206 нагнетания, а добыча нефти для группы 204 скважин характеризуется некоторым профилем 208 извлечения (притока) нефти.
Группа 202 скважин может быть использована для нагнетания смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта, а группа 204 скважин может быть использована для добычи нефти и/или газа из пласта месторождения в течение первого периода времени; затем группа 204 скважин может быть использована для нагнетания смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта, а группа 202 скважин может быть использована для добычи нефти и/или газа из пласта в течение второго периода времени, при этом первый и второй периоды времени образуют цикл.
Могут быть осуществлены многократные повторяющиеся циклы, которые включают чередование для групп 202 и 204 скважин нагнетания смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта и добычи нефти и/или газа из пласта, при этом в течение первого периода времени одна группа скважин является нагнетательной, а другая - продуктивной, а затем на второй период времени они переключаются.
Один цикл может продолжаться от приблизительно 12 часов до приблизительно 1 года, или от приблизительно 3 дней до приблизительно 6 месяцев, или от приблизительно 5 дней до приблизительно 3 месяцев. Каждый цикл может увеличиваться по времени. К примеру, продолжительность каждого цикла может увеличиваться от приблизительно 5% до приблизительно 10% по сравнению с предшествующим циклом, например, продолжительность цикла может увеличиваться приблизительно на 8%.
Смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта или смесь, включающую смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта, можно нагнетать в начале цикла, а несмешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта или смесь, включающую несмешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта, можно нагнетать в пласт в конце цикла. Указанное начало цикла может составлять от 10% до приблизительно 80% от общей продолжительности цикла, или от 20% до приблизительно 60% цикла, или от 25% до приблизительно 40% цикла, а указанный конец цикла может продолжаться остальную часть цикла.
На фиг.2с показано множество 200 скважин для некоторых воплощений. Множество 200 включает группу 202 скважин (обозначены горизонтальными линиями штриховки) и группу 204 скважин (обозначены диагональными линиями штриховки).
Смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта может нагнетаться в группу 204 скважин, а нефть может быть добыта из группы 202 скважин. Как показано (на фиг.2с), смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта имеет профиль 208 нагнетания, который с перекрытием 210 частично перекрывает профиль 206 извлечения (притока) нефти, которая притекает к группе 202 скважин.
Смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта может нагнетаться в группу 202 скважин, а нефть может быть добыта из группы 204 скважин. Как показано, смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта имеет профиль 206 нагнетания, который с некоторым перекрытием 210 частично перекрывает профиль 208 извлечения нефти, притекающей к группе 204 скважин.
Для извлечения смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта, характеризующегося профилем 206 нагнетания, обратно к группе 202 скважин в группу 204 скважин может быть закачан агент очистки после завершения добычи нефти из группы 204 скважин. Подходящие агенты очистки будут рассмотрены ниже.
Фиг.3а и 3b иллюстрируют систему 300 для некоторых воплощений изобретения. Система 300 включает подземный пласт 302 месторождения, подземный пласт 304, подземный пласт 306 и подземный пласт 308. На поверхности размещено оборудование и устройства 310 для добычи. Скважина 312 пересекает пласты 302 и 304 и имеет отверстия в месте нахождения пласта 306. Участки 314 пласта 306 могут быть подвергнуты гидроразрыву и/или они могут быть перфорированы. В процессе первичной добычи нефть и/или газ из пласта 306 могут притекать в участки 314, затем в скважину и транспортируются вверх к наземному оборудованию 310. Оборудование 310 обеспечивает разделение газа, который может быть направлен к средствам 316 обработки газа, и жидкости, которая может быть направлена в резервуар 318 для жидкости. Оборудование 310 включает также резервуар 330 для смешивающегося состава, повышающего нефтеотдачу пласта. Как показано на фиг.3а, смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может нагнетаться в скважину 312, что показано направленной вниз стрелкой, и закачиваться в пласт 306. Смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может быть оставлен в пласте для его насыщения в течение некоторого периода времени, составляющего от приблизительно 1 до приблизительно 15 дней, например, от приблизительно 5 до приблизительно 50 часов.
После периода насыщения смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта и нефть и/или газ затем могут быть извлечены, как показано на фиг.3b, обратно вверх по скважине 312 к оборудованию 310. Оборудование 310 может быть приспособлено для разделения и/или рециркуляции смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, например, посредством испарения указанного состава, конденсирования или фильтрования или химического реагирования, и затем повторного нагнетания состава в скважину 312, например, путем проведения повторного цикла насыщения пласта, иллюстрируемого на фиг.3а и 3b, с повторением цикла от приблизительно 2 до приблизительно 5 раз.
В некоторых воплощениях смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может быть закачан в пласт 306 под давлением, меньшим, чем давление гидроразрыва пласта, например, составляющим от приблизительно 40% до приблизительно 90% от давления гидроразрыва.
Скважина 312, показанная на фиг.3а, служащая для нагнетания в пласт 306, может представлять собой скважину из группы 202 скважин, а скважина 312, показанная на фиг.3b, используемая для добычи из пласта 306, может представлять собой скважину из группы 204 скважин.
Скважина 312, показанная на фиг.3а, служащая для нагнетания в пласт 306, может относиться к скважине группы 204 скважин, а скважина 312, показанная на фиг.3b, используемая для добычи из пласта 306, может относиться к группе 202 скважин.
Для извлечения смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта из пласта 306 обратно к скважине 312 после завершения добычи нефти из пласта 306 в другую соседнюю скважину может быть закачан агент очистки (не показано). Подходящие агенты очистки будут рассмотрены ниже.
Фиг.3с иллюстрирует систему 400 для некоторых воплощений изобретения. Система 400 включает подземный пласт 402, пласт 404, пласт 406 и пласт 408. Оборудование и устройства 410 для ведения добычи могут быть размещены на поверхности. Скважина 412 пересекает пласты 402 и 404 и снабжена отверстиями в месте нахождения пласта 406. Участки 414 пласта, по усмотрению, могут быть подвергнуты гидроразрыву и/или могут быть перфорированы. По мере того как нефть и газ добываются из пласта 406, они поступают на участки 414 и транспортируются вверх по скважине 412 к оборудованию и устройствам 410 для ведения добычи. Газ и жидкость могут быть разделены, и газ может быть направлен в хранилище 416 газа, а жидкость может быть направлена в хранилище 418 жидкости. Оборудование и устройства 410 для добычи могут быть приспособлены для производства и/или хранения смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, который может быть приготовлен и может храниться в резервуаре 430 для производства и хранения. Сероуглерод и/или другие серосодержащие соединения из скважины 412 могут быть направлены в резервуар 430 для производства и хранения смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта. Смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта нагнетают по скважине 432 вниз к участкам 434 пласта 406. Смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта пересекает пласт 406 и способствует добыче нефти и газа, и затем этот смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта, нефть и/или газ, все вместе, могут быть извлечены в скважину 412 и направлены к оборудованию и устройствам 410 для ведения добычи. Затем смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может быть направлен на рециркуляцию, например, посредством перехода состава в парообразное состояние, его конденсирования или фильтрования или химического реагирования, и последующего повторного нагнетания указанного состава в скважину 432.
В некоторых воплощениях некоторое количество смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта или смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, смешанного с другими компонентами, может быть закачано в скважину 432, после чего нагнетают другую компоненту, предназначенную для создания вынужденного перемещения через пласт 406 смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта или смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, смешанного с другими компонентами, такими как воздух, вода в парообразном или жидком состоянии, вода, смешанная с одним или более веществ из группы, включающей соли, полимеры и/или поверхностно-активные вещества, двуокись углерода, другие газы, другие жидкости и/или смеси указанных веществ.
В некоторых воплощениях скважина 412, через которую добывают нефть и/или газ, может относиться к скважине из группы 202 скважин, а скважина 432, которую используют для нагнетания смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, может представлять собой скважину из группы 204 скважин.
В некоторых воплощениях скважина 412, через которую добывают нефть и/или газ, может относиться к скважине из группы 204 скважин, а скважина 432, которую используют для нагнетания смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, может представлять собой скважину из группы 202 скважин.
Для извлечения смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта из пласта 406 обратно к скважине 432 после завершения добычи нефти из пласта 406 и скважины 412 в указанную скважину 412 может быть закачан агент очистки. Подходящие агенты очистки будут рассмотрены ниже.
Агенты очистки
Подходящие агенты очистки включают воду в жидкой или паровой фазе, пены, водные растворы поверхностно-активных веществ, водные растворы полимеров, двуокись углерода, природный газ и/или другие углеводороды и смеси указанных веществ.
В одном воплощении подходящие агенты очистки включают водные растворы поверхностно-активных веществ. Подходящие водные растворы поверхностно-активных веществ описаны в патентных документах US 3943160, US 3946812, US 4077471, US 4216079, US 5318709, US 5723423, US 6022834, US 6269881, а также в статье Wellington, et al., «Low Surfactant Concentration Enhanced Waterflooding», Society of Petroleum Engineers, 1995. Все перечисленные источники информации включены в настоящее описание посредством ссылки.
Подвижность остаточных смешивающихся агентов повышения нефтеотдачи, удерживаемых в пласте, может быть затруднена из-за вязкости смешивающихся агентов повышения нефтеотдачи и капиллярных эффектов, присущих флюидам, находящимся в порах пласта. Используемый здесь термин «капиллярные силы» относится к силам притяжения, действующим между флюидами и, по меньшей мере, частью пласта. В одном воплощении капиллярные силы могут быть преодолены за счет повышения давления в пласте. В других воплощениях капиллярные силы могут быть преодолены путем снижения поверхностного натяжения между флюидами в пласте. Способность к снижению капиллярных сил в пласте может зависеть от ряда факторов, включающих, но не ограничиваясь таковыми, температуру пласта, содержание соли в воде, находящейся в пласте, и состав находящихся в пласте смешивающихся агентов повышения нефтеотдачи.
Способы извлечения остаточных смешивающихся агентов повышения нефтеотдачи, удерживаемых в пласте, могут включать добавление в пласт источников воды (например, соляной раствор, водяной пар), газов, полимеров, мономеров или какие-либо их комбинации для увеличения подвижности смешивающихся агентов повышения нефтеотдачи пласта.
В одном воплощении пласт может быть обработан путем заводнения. Заводнение может включать закачку воды в часть пласта через нагнетательную скважину. Заводнение, по меньшей мере, части пласта может обеспечить смачивание водой части пласта. Смоченная водой часть пласта может быть подвергнута сжатию с помощью известных способов, и смесь воды и смешивающихся агентов повышения нефтеотдачи может быть извлечена с помощью одной или большего количества эксплуатационных (добывающих) скважин. Однако слой воды может не смешиваться эффективно со слоем смешивающихся агентов повышения нефтеотдачи. Плохая эффективность смешивания может быть обусловлена высоким поверхностным натяжением на границе между водой и смешивающимися агентами повышения нефтеотдачи.
Добыча из пласта может быть увеличена за счет обработки пласта полимером и/или мономером, которые могут обеспечивать активность движения смешивающихся агентов повышения нефтеотдачи в направлении одной или большего количества эксплуатационных скважин. Полимер и/или мономер могут уменьшить подвижность водяной фазы в порах пласта. Снижение подвижности воды может привести к тому, что смешивающиеся агенты повышения нефтеотдачи будут легче перемещаться через пласт. Полимеры могут включать, но не ограничиваются таковыми, полиакриламиды, частично гидролизированный полиакриламид, полиакрилаты, сополимеры этилена, биополимеры, карбоксиметилцеллюлозу, поливиниловый спирт, сульфонаты полистирола, поливинилпирролидон, AMPS (2-акриламид-2-метилпропан сульфонат) или комбинацию указанных веществ. Примеры сополимеров этилена включают сополимеры акриловой кислоты и акриламида, акриловой кислоты и лаурилакрилата, лаурилакрилата и акриламида. Примеры биополимеров включают ксантановую смолу и гуаровую смолу. В некоторых воплощениях полимеры могут быть сшиты в пласте на месте. В других воплощениях полимеры могут быть получены на месте в пласте. Полимеры и получение полимеров для использования при добыче нефти описаны в патентных документах US 6427268, US 6439308, US 5654261, US 5284206, US 5199490, US 5103909. Все перечисленные документы включены в настоящее описание посредством ссылки.
В одном воплощении к пласту может быть подведен агент очистки. В одном воплощении композиция для очистки может включать одну или большее количество неионных добавок (например, спирты, этоксилированные спирты, неионные поверхностно-активные вещества и/или эфир на основе сахара) и одно или большее количество анионных поверхностно-активных веществ (например, сульфаты, сульфонаты, этоксилированные сульфаты и/или фосфаты).
В одном воплощении в агенте очистки может быть использована алифатическая неионная добавка. Используемый здесь термин «алифатический» относится к неразветвленной или разветвленной цепи атомов углерода и водорода. В некоторых воплощениях алифатическая часть алифатической неионной добавки может иметь среднее количество атомов углерода (среднее углеродное число) в интервале от 10 до 24. В некоторых воплощениях алифатическая часть алифатической неионной добавки может иметь среднее количество атомов углерода в интервале от 12 до 18. В некоторых воплощениях алифатическая неионная добавка может включать разветвленную алифатическую часть. Разветвленная алифатическая часть алифатической неионной добавки может иметь среднее количество атомов углерода от 16 до 17. В некоторых воплощениях разветвленная алифатическая группа алифатической неионной добавки может иметь менее чем приблизительно 0,5 процентов четвертичных атомов углерода алифатических соединений. В одном воплощении среднее количество ветвей на алифатическую неионную добавку меняется в интервале от приблизительно 0,1 до приблизительно 2,5. В других воплощениях среднее количество ветвей на алифатическую неионную добавку меняется в интервале от приблизительно 0,7 до приблизительно 2,5.
В одном воплощении алифатической неионной добавкой может быть алифатический спирт с длинной цепью. Используемый здесь термин «с длинной цепью» относится к углеродной цепи, имеющей средней углеродное число в интервале от 10 до 30. Алифатический спирт с длинной цепью (например, первичный спирт с длинной цепью) может быть приобретен в виде коммерческого препарата (например, спирты Neodol(R), производимые фирмой Shell Chemical Co., Houston, Тех.). В определенных воплощениях алифатический спирт с длинной цепью может быть получен с помощью ряда общеизвестных способов. Алифатический спирт с длинной цепью может иметь среднее количество атомов углерода в интервале от 10 до 24. В некоторых воплощениях алифатический спирт с длинной цепью может иметь среднее количество атомов углерода от 12 до 18. В других воплощениях алифатический спирт с длинной цепью может иметь среднее количество атомов углерода от 16 до 17. В одном воплощении некоторая часть алифатического спирта с длинной цепью может быть разветвленной. Алифатические спирты с разветвленной длинной цепью могут быть получены путем гидроформилирования олефина с разветвленной цепью.
В одном воплощении в агенте очистки может быть использовано поверхностно-активное вещество из алифатических анионных соединений. В определенных воплощениях алифатическая часть алифатического анионного поверхностно-активного вещества может иметь среднее количество атомов углерода в интервале от 10 до 24. В некоторых воплощениях алифатическая часть алифатического анионного поверхностно-активного вещества может иметь среднее количество атомов углерода в интервале от 12 до 18. В других воплощениях алифатическая часть алифатического анионного поверхностно-активного вещества может иметь среднее количество атомов углерода в интервале от 16 до 17.
Агент очистки может быть получен путем комбинирования (например, смешивания) неионной добавки (например, алифатического анионного поверхностно-активного вещества) с соответствующим количеством анионного поверхностно-активного вещества (например, алифатического анионного поверхностно-активного вещества). В одном воплощении агент очистки может включать алифатическое анионное поверхностно-активное вещество и алифатическую неионную добавку. В некоторых воплощениях количество (содержание) алифатического анионного поверхностно-активного вещества в композиции может составлять более 40 мас.% от общей композиции. В одном воплощении количество алифатического анионного поверхностно-активного вещества в составе агента очистки может находиться в интервале от приблизительно 60 мас.% до приблизительно 90 мас.% от общей композиции. Количество алифатического анионного поверхностно-активного вещества в композиции может находиться в интервале от приблизительно 80 мас.% до 90 мас.% от общей массы композиции. Количество алифатической неионной добавки в композиции может составлять менее чем 60 мас.% от общей массы композиции. Композиция может включать количество алифатической неионной добавки от приблизительно 10 мас.% до приблизительно 40 мас.% от общей массы композиции. В некоторых воплощениях количество алифатической неионной добавки может изменяться в переделах от приблизительно 10 мас.% до приблизительно 20 мас.% от общей массы композиции. Остальная часть композиции может включать, но не ограничивается таковыми, воду, спирты с низким молекулярным весом, органические растворители, алкилсульфонаты, арилсульфонаты, солевой раствор или комбинацию указанных веществ. Спирты с низким молекулярным весом включают, но не в качестве ограничения, метанол, этанол, пропанол, изопропиловый спирт, третбутиловый спирт, втор-бутиловый спирт, бутиловый спирт, трет-амиловый спирт или их комбинацию.
Алифатическая часть алифатической неионной добавки и алифатическая неионная добавка, используемые в составе агента очистки, могут иметь одинаковые среднее углеродное число, разветвленность и/или число четвертичных атомов углерода. В качестве альтернативы алифатическая неионная добавка может отличаться от анионного поверхностно-активного вещества, используемого в составе агента очистки, углеродным числом, разветвленностью или количеством четвертичных атомов углерода. В одном воплощении алифатическое анионное поверхностно-активное вещество и алифатическая неионная добавка могут оба иметь среднее количество атомов углерода от 16 до 17. В некоторых воплощениях как алифатическое анионное поверхностно-активное вещество, так и алифатическая неионная добавка могут иметь разветвленные алифатические группы. В других воплощениях алифатическое анионное поверхностно-активное вещество со средним количество атомов углерода от 16 до 17 может быть объединено с алифатической неионной добавкой, имеющей среднее количество атомов углерода в пределах от 10 до 24. В определенных воплощениях алифатическая неионная добавка и алифатическое анионное поверхностно-активное вещество могут оба иметь разветвленную алифатическую группу. Неионная добавка из разветвленной алифатической группы, в других воплощениях, включает заместители (ветви), которые представляют собой преимущественно этильную и метильную группы. В определенных воплощениях боковые заместители в разветвленном анионном поверхностно-активном веществе могут представлять собой метильные группы.
В одном воплощении композиция может включать алифатическое анионное поверхностно-активное вещество в комбинации с одним или более поверхностно-активных веществ на основе сахара. Упомянутые поверхностно-активные вещества на основе сахара включают поверхностно-активные вещества, образованные из алифатического эфира с длинной цепью. В одном воплощении поверхностно-активное вещество на основе сахара образовано из алифатической части с длинной цепью, присоединенной к карбонильной группе эфира, и сахара, присоединенного к кислородной части эфира. Поверхностно-активные вещества на основе сахара включают, но не в качестве ограничения, сорбитанмонолаурат, сорбитанмонопальмитат, сорбитанмоностеарат, сорбитанмоноолеат, сорбитансесквиолеат, сорбитантриолеат, полиоксиэтилен (20) сорбитанмонолаурат, полиоксиэтилен (20) сорбитанмонопальмитат, полиоксиэтилен (20) сорбитанмоностеарат, полиоксиэтилен (20) сорбитанмоноолеат, полиоксиэтилен (20) сорбитантриолеат или комбинацию указанных веществ. Другие поверхностно-активные вещества на основе сахара включают эфиры на основе сахара и этоксилированный эфир на основе сахара.
В других воплощениях содержание алифатического анионного поверхностно-активного вещества в композиции может быть больше, чем приблизительно 40 мас.% от всей композиции. Указанная композиция может включать алифатическое анионное поверхностно-активное вещество в количестве от приблизительно 50 мас.% до приблизительно 90 мас.% от общей композиции. Содержание алифатического анионного поверхностно-активного вещества в композиции может находиться в интервале от приблизительно 80 мас.% до приблизительно 90 мас.% от общей массы композиции. Содержание поверхностно-активного вещества на основе сахара в композиции может составлять менее чем приблизительно 60 мас.% от общей массы композиции. Указанная композиция может включать содержание поверхностно-активного вещества на основе сахара от приблизительно 10 мас.% до приблизительно 50 мас.% от общей массы композиции. В некоторых воплощениях содержание поверхностно-активного вещества на основе сахара находится в интервале от приблизительно 10 мас.% до приблизительно 20 мас.% от общей массы композиции. Остальная часть композиции может включать, но не в качестве ограничения, воду, спирты с низким молекулярным весом, органические растворители, алкилсульфонаты, арилсульфонаты, соляной раствор или комбинации указанных веществ. Спирты с низким молекулярным весом включают, но не в качестве ограничения, метанол, этанол, пропанол, изопропиловый спирт, третбутиловый спирт, втор-бутиловый спирт, бутиловый спирт, трет-амиловый спирт или их комбинацию. Органические растворители включают, но не ограничиваются таковыми, метилэтилкетон, ацетон, низшие алкилэтоксиэтанолы, низшие алкилкарбитолы или их комбинации.
В одном воплощении композиция может включать алифатическую неионную добавку, алифатическое анионное поверхностно-активное вещество и одно или большее количество поверхностно-активных веществ на основе сахара. В определенных воплощениях часть алифатической группы из алифатической неионной добавки может быть разветвленной. В других воплощениях некоторая часть алифатического анионного поверхностно-активного вещества может быть разветвленной.
Агент очистки может взаимодействовать со смешивающимися агентами, предназначенными для повышения нефтеотдачи пласта, по меньшей мере, в части пласта. Взаимодействие со смешивающимися агентами для повышения нефтеотдачи пласта может уменьшить поверхностное натяжение упомянутых агентов для повышения нефтеотдачи пласта, существующее на границе с одним или более флюидами в пласте. В других воплощениях агент очистки может уменьшить поверхностное натяжение на границе между агентами для повышения нефтеотдачи пласта и покрывающей/подстилающей породы пласта. Уменьшение поверхностного натяжения может обеспечить повышение подвижности, по меньшей мере, части агентов для повышения нефтеотдачи пласта при их прохождении через пласт.
Агент очистки может быть подведен к пласту в количестве, соответствующем смешивающимся агентам для повышения нефтеотдачи пласта, находящимся в пласте. Однако количество агента очистки может быть слишком мало для того, чтобы его можно было точно подвести к пласту, используя известные средства подвода (например, насосы). Для облегчения подвода небольших количеств агента очистки в пласт агент очистки может быть объединен с водой и/или соляным раствором для получения нагнетаемой текучей среды. Количество агента очистки, нагнетаемого в пласт 100, может составлять менее 0,5 мас.% от общей массы нагнетаемой текучей среды. В определенных воплощениях количество агента очистки, подводимого к пласту, может составлять менее чем 0,3 мас.% от общей массы нагнетаемой текучей среды. В некоторых воплощениях количество агента очистки, подводимого к пласту, может составлять менее чем 0,1 мас.% от общей массы нагнетаемой текучей среды. В других воплощениях количество агента очистки, подведенного к пласту, может составлять менее чем 0,05 мас.% от общей массы нагнетаемой текучей среды.
Агент очистки может взаимодействовать в пласте, по меньшей мере, с частью смешивающихся агентов для повышения нефтеотдачи. Взаимодействие агента очистки со смешивающимся агентом для повышения нефтеотдачи может уменьшить, по меньшей мере, частично поверхностное натяжение между смешивающимися агентами для повышения нефтеотдачи и пластом. В результате может быть обеспечена подвижность, по меньшей мере, части смеси, включающей агент очистки, смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи и флюиды, в направлении к эксплуатационной скважине. Продукты, извлеченные из эксплуатационной скважины 150, могут включать, но не в качестве ограничения, компоненты агента очистки (например, алифатический спирт с длинной цепью и/или соль алифатической кислоты с длинной цепью), метан, монооксид углерода, воду, смешивающиеся агенты повышения нефтеотдачи, аммиак, асфальтены или их комбинации. После добавки в пласт агента очистки извлечение смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи из пласта 100 может быть увеличено более чем на 50%.
Взаимодействие агента очистки, по меньшей мере, с частью смешивающихся агентов для повышения нефтеотдачи в пласте может уменьшить, по меньшей мере, частично поверхностное натяжение на границе между смешивающимися агентами для повышения нефтеотдачи и пластом. Уменьшение, по меньшей мере, частично поверхностного натяжения может активизировать движение через пласт, по меньшей мере, части смешивающихся агентов для повышения нефтеотдачи. Однако активизация движения, по меньшей мере, части смешивающихся агентов для повышения нефтеотдачи может не быть экономически выгодной. В одном воплощении после обработки пласта агентом очистки в пласт через нагнетательную скважину могут быть закачаны полимеры для повышения активности движения через пласт, по меньшей мере, части смешивающихся агентов для повышения нефтеотдачи. Подходящие полимеры включают, но не в качестве ограничения, полимеры CIBA(R) ALCOFLOOD(R), производимые фирмой Ciba Specialty Additive (Tarrytown, N.Y.), полимеры Tramfloc(R), производимые компанией Tramfloc Inc. (Temple, Ariz.), и полимеры HE(R), производимые компанией Chevron Phillips Chemical Co. (The Woodlands, Тех.). Взаимодействие между смешивающимися агентами для повышения нефтеотдачи, агентом очистки и полимером может повысить активность перемещения, по меньшей мере, части смешивающихся агентов для повышения нефтеотдачи, остающихся в пласте, к эксплуатационной скважине.
В некоторых воплощениях агент очистки может включать неорганическую соль, например карбонат натрия (Na2CO3), хлорид натрия (NaCl) или хлорид кальция (CaCl2). Добавка неорганической соли может способствовать распределению агента очистки по всему объему смеси смешивающегося агента повышения нефтеотдачи с водой. Улучшенное распределение агента очистки может уменьшить взаимодействие между смешивающимся агентом для повышения нефтеотдачи и водой. Уменьшенное взаимодействие может понизить поверхностное натяжение смеси и обеспечить получение текучей среды, которая является более подвижной.
Альтернативные воплощения
В некоторых воплощениях нефть и/или газ могут быть извлечены из пласта в скважину и протекают через скважину и выкидной трубопровод к наземному оборудованию. В некоторых воплощениях для увеличения расхода нефти и/или газа, добываемых из пласта, могут быть использованы повышение нефтеотдачи с помощью агента, например водяного пара, воды, поверхностно-активного вещества, «заводнение» полимером, и/или смешивающийся агент, например композиция, включающая сероуглерод, или двуокись углерода.
В некоторых воплощениях нефть и/или газ, извлеченные из пласта, могут включать сернистое соединение. Указанное сернистое соединение может включать сероводород, меркаптаны, сульфиды и дисульфиды, иные, чем сероводород, или соединения, включающие гетероциклические соединения серы, например, тиофены, бензотиофены, или замещенные или конденсированные циклические дибензотиофены, или смеси указанных веществ.
В некоторых воплощениях извлеченное из пласта сернистое соединение может быть превращено в соединение, включающее сероуглерод. Превращение, по меньшей мере, части сернистого соединения в соединение, включающее сероуглерод, может быть осуществлено любым известным способом. Подходящие способы могут включать реакцию окисления сернистого соединения до серы и/или диоксида серы, и образование соединения, включающего сероуглерод, за счет реакции серы и/или диоксида серы с углеродом и/или соединением, включающим углерод. При этом выбор способа, используемого для превращения, по меньшей мере, части сернистого соединения, в соединение, включающее сероуглерод, не является существенным.
В некоторых воплощениях подходящим смешивающимся агентом для повышения нефтеотдачи может быть соединение, включающее сероуглерод. Соединение, включающее сероуглерод, может включать сероуглерод и/или производные сероуглерода, например, тиокрабонаты, ксантогенаты и их смеси; и, по усмотрению, одно или более из следующих веществ: сероводород, сера, двуокись углерода, углеводороды и смеси указанных веществ.
В некоторых воплощениях подходящий способ получения соединения, включающего сероуглерод, раскрыт в находящейся на рассмотрении заявке на патент США с порядковым номером 11/409436, поданной 19 апреля 2006 года, номер ТН2616 в книге записи патентных поверенных. Указанная заявка на патент США с порядковым номером 11/409436 полностью включена в настоящее описания посредством ссылки.
В некоторых воплощениях смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи пласта включают сероуглерод, сероводород, двуокись углерода, октан, пентан, сжиженный нефтяной газ, алифатические углеводороды С2-С6, азот, дизельное топливо, уайт-спирит, сольвент-нафта, растворитель битума, ацетон, керосин, ксилен, трихлорэтан, или смеси двух или более из вышеуказанных агентов, или другие смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи пласта, известные в уровне техники. В некоторых воплощениях подходящие смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи пласта являются смешивающимися при первом контакте или смешивающимися при многократном контакте с нефтью в пласте.
В некоторых воплощениях подходящие несмешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи пласта включают воду в виде пара или жидкости, воздух, смеси из двух или более из вышеуказанных агентов, или другие несмешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи пласта, известные в уровне техники. В некоторых воплощениях подходящие не смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи пласта являются несмешивающимися при первом контакте или несмешивающимися при многократном контакте с нефтью в пласте.
В некоторых воплощениях несмешивающиеся и/или смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи пласта, закачанные в пласт, могут быть извлечены из добытой нефти и/или газа и вновь закачаны в пласт.
В некоторых воплощениях нефть, находящаяся в пласте перед нагнетанием каких-либо смешивающихся агентов для повышения нефтеотдачи пласта, имеет вязкость, составляющую, по меньшей мере, приблизительно 100 сантипуаз, или, по меньшей мере, приблизительно 500 сантипуаз, или, по меньшей мере, приблизительно 1000 сантипуаз, или, по меньшей мере, приблизительно 2000 сантипуаз, или, по меньшей мере, приблизительно 5000 сантипуаз, или, по меньшей мере, приблизительно 10000 сантипуаз. В некоторых воплощениях находящаяся в пласте нефть перед нагнетанием каких-либо агентов для повышения нефтеотдачи пласта имеет вязкость вплоть до приблизительно 5000000 сантипуаз, или вплоть до приблизительно 2000000 сантипуаз, или вплоть до приблизительно 1000000 сантипуаз, или вплоть до приблизительно 500000 сантипуаз.
Выпуск, по меньшей мере, части смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта и/или других жидкостей и/или газов может быть осуществлен каким-либо известным методом. Один подходящий способ заключается в нагнетании смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта в один единственный канал в единственной скважине, создании возможности составу, включающему сероуглерод, насыщать (пропитывать) пласт, и затем откачивании, по меньшей мере, части состава, включающего сероуглерод, вместе с газом и/или жидкостями. Другой подходящий способ заключается в нагнетании смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта в первую скважину и затем откачивании, по меньшей мере, части смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта вместе с газом и/или жидкостями через вторую скважину. Выбор используемого метода для нагнетания, по меньшей мере, части состава, включающего смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта и/или другие жидкости и/или газы, не является существенным.
В некоторых воплощениях смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта и/или другие жидкости и/или газы могут закачиваться в пласт под давлением, достигающим давления гидроразрыва пласта.
В некоторых воплощениях смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может быть подмешан к нефти и/или газу в пласте с образованием смеси, которая может быть извлечена из скважины. В некоторых воплощениях в скважину может быть закачано некоторое количество смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, после чего производят нагнетание в пласт другой компоненты с тем, чтобы создать вынужденное перемещение этого состава через пласт. При этом для создания вынужденного перемещения через пласт состава, включающего смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта, могут быть использованы, например, воздух, вода в жидком или парообразном состоянии, двуокись углерода, другие газы, другие жидкости и/или их смеси.
В некоторых воплощениях смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может быть нагрет перед его нагнетанием в пласт с целью снижения вязкости находящихся в пласте флюидов, например тяжелой сырой нефти, парафинов, асфальтенов и т.п.
В некоторых воплощениях состав, включающий смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта, может быть нагрет и доведен до состояния кипения при его нахождении в пласте для снижения вязкости пластовых флюидов с использованием нагретой текучей среды или нагревателя. В некоторых воплощениях нагретая вода и/или водяной пар могут быть использованы для нагрева и/или испарения находящегося в пласте смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи.
В некоторых воплощениях смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может быть нагрет и/или доведен до кипения при его нахождении в пласте с помощью нагревателя. Один подходящий нагреватель описан в рассматриваемой в настоящее время заявке на патент США, порядковый номер №10/693816, дата подачи - 24.10.2003, номер ТН2557 в книге записи поверенных. Указанная заявка включена в настоящее описание полностью посредством ссылки.
В некоторых воплощениях добытые нефть и/или газ могут быть транспортированы к оборудованию для очистки и переработки. Нефть и/или газ могут быть переработаны для получения промышленных продуктов, таких как транспортные топлива, например бензин и дизельное топливо, горючее для отопительных целей, смазки, химические реагенты и/или полимеры. Переработка может включать перегонку или фракционирование нефти и/или газа с получением одной или более фракций перегонки. В некоторых воплощениях нефть и/или газ, и/или одна или большее количество фракций перегонки могут быть подвергнуты переработке посредством одного или более из нижеследующих процессов: каталитический крекинг, гидрокрекинг, гидропереработка, коксование, термический крекинг, перегонка, риформинг, полимеризация, изомеризация, алкилирование, смешивание и депарафинизация.
Примеры осуществления изобретения
В соответствии с одним воплощением изобретения раскрыта система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающая первое множество скважин, рассредоточенных над пластом; второе множество скважин, рассредоточенных над пластом; при этом первое множество скважин снабжено средствами для нагнетания в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, в то время как второе множество скважин снабжено средствами для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени; кроме того, второе множество скважин снабжено средствами для нагнетания в пласт смешиваемого состава для повышения нефтеотдачи пласта, в то время как первое множество скважин снабжено средствами для добычи нефти и/или газа из пласта в течение второго периода времени. В некоторых воплощениях скважина первого множества скважин находится на расстоянии от 10 метров до 1 километра от одной или более соседних скважин второго множества скважин. В некоторых воплощениях подземный пласт расположен ниже массы воды. В некоторых воплощениях система, кроме того, включает средства для нагнетания в пласт несмешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, производимого после подачи в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта. В некоторых воплощениях система, кроме того, включает смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта, выбранный из группы, в которую входит состав, включающий сероуглерод, сероводород, двуокись углерода, октан, пентан, сжиженный нефтяной газ, алифатические углеводороды С2-С6, азот, дизельное топливо, уайт-спирит, сольвент-нафта, растворитель битума, керосин, ацетон, ксилол, трихлорэтан, и их смеси. В некоторых воплощениях система, кроме того, включает несмешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта, выбранный из группы, в которую входят вода в виде пара или жидкости, воздух и их смеси. В некоторых воплощениях первое множество скважин включает в себя от 5 до 500 скважин, и второе множество скважин также включает от 5 до 500 скважин. В некоторых воплощениях система, кроме того, включает смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта, включающий состав с сероуглеродом. В некоторых воплощениях система включает также средства для извлечения состава, включающего сероуглерод. В некоторых воплощениях подземный пласт содержит нефть, имеющую вязкость в интервале от 100 до 5000000 сантипуаз. В некоторых воплощениях первое множество скважин имеет в пласте некоторый профиль смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи, а второе множество скважин имеет в пласте некоторый профиль извлечения (притока) нефти; система, кроме того, характеризуется взаимным перекрытием указанных профиля смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта и профиля извлечения нефти.
В одном воплощении изобретения раскрыт способ добычи нефти и/или газа, включающий нагнетание в пласт состава, содержащего сероуглерод, в течение первого периода времени из первой скважины; добычу из пласта нефти и/или газа из второй скважины в течение первого периода времени; нагнетание в пласт агента очистки из второй скважины в течение второго периода времени; извлечение состава, включающего сероуглерод, из пласта из первой скважины в течение второго периода времени. В некоторых воплощениях способ, кроме того, включает извлечение из нефти и/или газа состава, включающего сероуглерод, если он присутствует, и после этого нагнетание в пласт, по меньшей мере, части извлеченного состава, включающего сероуглерод. В некоторых воплощениях нагнетание состава, содержащего сероуглерод, включает нагнетание в пласт, по меньшей мере, части состава, содержащего сероуглерод, в смеси с одним или большим количеством веществ из группы, включающей углеводороды; соединения серы, отличные от сероуглерода; двуокись углерода; монооксид углерода или смеси указанных веществ. В некоторых воплощениях способ, кроме того, включает нагревание состава, включающего сероуглерод, перед нагнетанием указанного состава, включающего сероуглерод, в пласт, или при его нахождении внутри пласта. В некоторых воплощениях состав, включающий сероуглерод, нагнетают под давлением в интервале от 0 до 37000 кПа, превышающем первоначальное давление в продуктивном пласте, измеренное перед началом нагнетания сероуглерода. В некоторых воплощениях подземный пласт имеет проницаемость в интервале от 0,0001 до 15 дарси, например, в интервале от 0,001 до 1 дарси. В некоторых воплощениях нефть, присутствующая в подземном пласте перед нагнетанием состава, включающего сероуглерод, имеет содержание серы в пределах от 0,5% до 5%, например, от 1% до 3%. В некоторых воплощениях способ, кроме того, включает превращение, по меньшей мере, части извлеченной нефти и/или газа в продукт, выбранный из группы, в которую входят транспортные топлива, такие как бензин и дизельное топливо, а также горючее для отопительных целей, смазки, химические реагенты и/или полимеры. В некоторых воплощениях агент очистки включает в себя воду и поверхностно-активное вещество. В некоторых воплощениях агент очистки включает воду и растворенный в воде полимер. В некоторых воплощениях способ включает, кроме того, нагнетание воды в пласт в течение третьего периода времени из первой скважины; и извлечение агента очистки из пласта из второй скважины в течение третьего периода времени.
В одном воплощении изобретения раскрыт способ добычи нефти и/или газа, включающий нагнетание смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта в пласт в течение первого периода времени из первой скважины; добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину в течение первого периода времени; нагнетание в пласт агента очистки в течение второго периода времени из второй скважины; извлечение смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи из пласта из первой скважины в течение второго периода времени. В некоторых воплощениях первый и второй периоды времени образуют вместе цикл, продолжительность которого составляет от 12 часов до 1 года. В некоторых воплощениях способ, кроме того, включает нагнетание несмешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта в пласт из первой скважины в течение некоторого периода времени по истечении первого периода времени и перед вторым периодом времени, осуществляемое для продавливания через пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта. В некоторых воплощениях способ, кроме того, включает нагнетание в пласт воды из второй скважины в течение некоторого периода времени после истечения второго периода времени, осуществляемое для продавливания через пласт агента очистки. Некоторые воплощения, в которых добытые нефть и/или газ включают соединение серы, кроме того, предусматривают превращение, по меньшей мере, части указанного соединения серы в смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта. В некоторых воплощениях смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта представляет собой состав, включающий сероуглерод. В некоторых воплощениях способ, кроме того, включает нагревание смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта. В некоторых воплощениях агент очистки включает воду и поверхностно-активное вещество.
Специалистам в данной области техники будет очевидно, что возможны многие модификации и варианты раскрытых выше воплощений изобретения, конфигурации, вещества и способы без выхода за пределы сущности и объема изобретения. Соответственно, объем приведенных ниже пунктов формулы изобретения и их функциональные эквиваленты не должны быть ограничены конкретными воплощениями, описанными и иллюстрируемыми в настоящем описании, поскольку они по своей сути являются лишь примерами.
Claims (30)
1. Система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта месторождения, включающая
первое множество скважин, расположенных над пластом;
второе множество скважин, расположенных над пластом;
при этом первое множество скважин снабжено средствами для нагнетания в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, в то время как второе множество скважин снабжено средствами для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени;
и, кроме того, второе множество скважин снабжено средствами для нагнетания в пласт агента очистки, в то время как первое множество скважин снабжено средствами для извлечения смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи в течение второго периода времени.
первое множество скважин, расположенных над пластом;
второе множество скважин, расположенных над пластом;
при этом первое множество скважин снабжено средствами для нагнетания в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, в то время как второе множество скважин снабжено средствами для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени;
и, кроме того, второе множество скважин снабжено средствами для нагнетания в пласт агента очистки, в то время как первое множество скважин снабжено средствами для извлечения смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи в течение второго периода времени.
2. Система по п.1, в которой скважина первого множества скважин размещена на расстоянии в интервале от 10 м до 1 км от одной или более соседних с ней скважин второго множества скважин.
3. Система по п.1, в которой подземный пласт месторождения расположен ниже массы воды.
4. Система по п.1, дополнительно включающая средства для нагнетания в пласт не смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, осуществляемого после подачи в этот пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта.
5. Система по п.1, дополнительно включающая смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта, выбранный из группы, в которую входят состав, включающий сероуглерод; сероводород; двуокись углерода; октан; пентан; сжиженный нефтяной газ; алифатические углеводороды С2-С6; азот; дизельное топливо; уайт-спирит; сольвент-нафта; растворитель нефтяного битума; керосин; ацетон; ксилол; трихлорэтан и их смеси.
6. Система по п.1, дополнительно включающая не смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта, выбранный из группы, состоящей из воды в парообразном или жидком состоянии, воздуха и их смесей.
7. Система по п.1, в которой первое множество скважин включает от 5 до 500 скважин, и второе множество скважин включает от 5 до 500 скважин.
8. Система по п.1, дополнительно включающая смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта, представляющий собой состав, включающий сероуглерод.
9. Система по п.1, дополнительно включающая средства для извлечения состава, включающего сероуглерод.
10. Система по п.1, в которой подземный пласт содержит нефть, имеющую вязкость в интервале от 100 от 5000000 сантипуаз.
11. Система по одному из пп.1-10, в которой первое множество скважин имеет в пласте профиль смешиваемого состава для повышения нефтеотдачи пласта, а второе множество скважин имеет профиль притока нефти в пласте, и, кроме того, система характеризуется взаимным перекрыванием указанных профилей смешиваемого состава для повышения нефтеотдачи и притока нефти.
12. Способ добычи нефти и/или газа, включающий
нагнетание состава, включающего сероуглерод, в пласт в течение первого периода времени из первой скважины;
добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину в течение первого периода времени;
нагнетание в пласт агента очистки пласта в течение второго периода времени из второй скважины; и
извлечение состава, включающего сероуглерод, из пласта через первую скважину в течение второго периода времени.
нагнетание состава, включающего сероуглерод, в пласт в течение первого периода времени из первой скважины;
добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину в течение первого периода времени;
нагнетание в пласт агента очистки пласта в течение второго периода времени из второй скважины; и
извлечение состава, включающего сероуглерод, из пласта через первую скважину в течение второго периода времени.
13. Способ по п.12, дополнительно включающий извлечение из нефти и/или газа состава, включающего сероуглерод, если он присутствует, и последующее нагнетание в пласт, по меньшей мере, части извлеченного состава, включающего сероуглерод.
14. Способ по п.12, в котором нагнетание состава, содержащего сероуглерод, включает нагнетание в пласт, по меньшей мере, части состава, содержащего сероуглерод, в смеси с одним или более веществ, выбранных из группы, включающей углеводороды, соединения серы, отличающиеся от сероуглерода, двуокись углерода, монооксид углерода или их смеси.
15. Способ по п.12, дополнительно включающий нагревание состава, включающего сероуглерод, перед нагнетанием в пласт состава, включающего сероуглерод, или при его нахождении внутри пласта.
16. Способ по п.12, в котором состав, включающий сероуглерод, нагнетают под давлением, превышающим первоначальное давление в пласте месторождения, измеренное перед началом нагнетания в пласт сероуглерода, на величину в интервале от 0 до 37000 кПа.
17. Способ по п.12, в котором подземный пласт имеет проницаемость в интервале от 0,0001 до 15 дарси, например, проницаемость от 0,001 до 1 дарси.
18. Способ по п.12, в котором нефть, находящаяся в подземном пласте перед нагнетанием состава, включающего сероуглерод, имеет содержание серы в интервале от 0,5% до 5%, например, от 1% до 3%.
19. Способ по п.12, дополнительно включающий превращение, по меньшей мере, части добытой нефти и/или газа в продукт, выбранный из группы продуктов, в которую входят транспортные топлива, такие, как бензин и дизельное топливо, а также топливо для отопительных целей, смазки, химические реагенты и/или полимеры.
20. Способ по п.12, в котором агент очистки содержит воду и поверхностно-активное вещество.
21. Способ по п.12, в котором агент очистки содержит воду и растворенный в воде полимер.
22. Способ по одному из пп.12-21, дополнительно включающий нагнетание воды в пласт в течение третьего периода времени из первой скважины, и извлечение агента очистки из пласта через вторую скважину в течение третьего периода времени.
23. Способ добычи нефти и/или газа, включающий
нагнетание смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта в пласт в течение первого периода времени из первой скважины;
добычу нефти и/или газа из пласта из второй скважины в течение первого периода времени;
нагнетание в пласт агента очистки в течение второго периода времени из второй скважины;
и извлечение смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи из пласта через первую скважину в течение второго периода времени.
нагнетание смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта в пласт в течение первого периода времени из первой скважины;
добычу нефти и/или газа из пласта из второй скважины в течение первого периода времени;
нагнетание в пласт агента очистки в течение второго периода времени из второй скважины;
и извлечение смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи из пласта через первую скважину в течение второго периода времени.
24. Способ по п.23, в котором первый и второй периоды времени образуют цикл продолжительностью в интервале от 12 ч до 1 года.
25. Способ по п.23, дополнительно включающий
нагнетание из первой скважины в пласт не смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта по окончании первого периода времени и перед вторым периодом времени, которое осуществляют в течение времени, достаточного для продавливания через пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта.
нагнетание из первой скважины в пласт не смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта по окончании первого периода времени и перед вторым периодом времени, которое осуществляют в течение времени, достаточного для продавливания через пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта.
26. Способ по п.23, дополнительно включающий по окончании второго периода времени нагнетание в пласт из второй скважины воды в течение периода времени, достаточного для продавливания через пласт агента очистки.
27. Способ по п.23, в котором добытые нефть и/или газ содержат соединение серы, и который дополнительно включает превращение, по меньшей мере, части указанного соединения серы в смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта.
28. Способ по п.23, в котором смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта включает состав, содержащий сероуглерод.
29. Способ по п.23, дополнительно включающий нагревание смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта.
30. Способ по одному из пп.23-29, в котором агент очистки содержит воду и поверхностно-активное вещество.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US98400407P | 2007-10-31 | 2007-10-31 | |
| US60/984,004 | 2007-10-31 | ||
| PCT/US2008/081562 WO2009058846A1 (en) | 2007-10-31 | 2008-10-29 | Systems and methods for producing oil and/or gas |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010121883A RU2010121883A (ru) | 2011-12-10 |
| RU2475632C2 true RU2475632C2 (ru) | 2013-02-20 |
Family
ID=40427185
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010121883/03A RU2475632C2 (ru) | 2007-10-31 | 2008-10-29 | Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты) |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7926561B2 (ru) |
| CN (1) | CN101842549B (ru) |
| CA (1) | CA2703888A1 (ru) |
| RU (1) | RU2475632C2 (ru) |
| WO (1) | WO2009058846A1 (ru) |
Families Citing this family (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2435024C2 (ru) * | 2006-08-10 | 2011-11-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ добычи нефти и/или газа (варианты) |
| CA2705198A1 (en) * | 2007-11-19 | 2009-05-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| BRPI0916419A2 (pt) * | 2008-07-14 | 2017-03-21 | Shell Int Research | sistema e método para produzir petróleo e/ou gás |
| US8175751B2 (en) * | 2009-05-27 | 2012-05-08 | Chevron U.S.A. Inc. | Computer-implemented systems and methods for screening and predicting the performance of enhanced oil recovery and improved oil recovery methods |
| GB2484238B (en) * | 2009-08-10 | 2012-11-21 | Shell Int Research | Enhanced oil recovery systems and methods |
| US20110203792A1 (en) * | 2009-12-15 | 2011-08-25 | Chevron U.S.A. Inc. | System, method and assembly for wellbore maintenance operations |
| WO2011090921A1 (en) * | 2010-01-20 | 2011-07-28 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| CN102803648A (zh) * | 2010-01-22 | 2012-11-28 | 国际壳牌研究有限公司 | 生产油和/或气的系统和方法 |
| WO2011143109A1 (en) * | 2010-05-10 | 2011-11-17 | Soane Energy, Llc | Formulations and methods for removing hydrocarbons from surfaces |
| US10012061B2 (en) | 2010-05-10 | 2018-07-03 | Soane Energy, Llc | Formulations and methods for removing hydrocarbons from surfaces |
| US20120067571A1 (en) * | 2010-09-17 | 2012-03-22 | Shell Oil Company | Methods for producing oil and/or gas |
| CA2730875C (en) * | 2011-02-07 | 2015-09-08 | Brent D. Fermaniuk | Wellbore injection system |
| US9234417B2 (en) | 2011-03-18 | 2016-01-12 | Shell Oil Company | Systems and methods for separating oil and/or gas mixtures |
| CA2861858A1 (en) * | 2011-12-30 | 2013-07-04 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of producing oil |
| FR2986008B1 (fr) * | 2012-01-25 | 2015-02-20 | Rhodia Operations | Agents desorbants pour la recuperation assistee du petrole |
| CA2938915C (en) | 2014-02-27 | 2022-11-15 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and system for lining a tubular |
| CN105422067B (zh) * | 2015-12-29 | 2017-11-28 | 中国石油大学(华东) | 活性水驱替开采煤层气的方法 |
| US10246981B2 (en) | 2016-09-23 | 2019-04-02 | Statoil Gulf Services LLC | Fluid injection process for hydrocarbon recovery from a subsurface formation |
| US10246980B2 (en) | 2016-09-23 | 2019-04-02 | Statoil Gulf Services LLC | Flooding process for hydrocarbon recovery from a subsurface formation |
| US11125069B1 (en) | 2021-01-19 | 2021-09-21 | Ergo Exergy Technologies Inc. | Underground coal gasification and associated systems and methods |
| WO2024062290A1 (en) * | 2022-09-20 | 2024-03-28 | Ergo Exergy Technologies Inc. | Quenching and/or sequestering process fluids within underground carbonaceous formations, and associated systems and methods |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5014784A (en) * | 1990-01-26 | 1991-05-14 | Texaco Inc. | Steamflooding in multi layered reservoirs |
| SU1756545A1 (ru) * | 1990-03-05 | 1992-08-23 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ разработки нефт ного месторождени , сложенного послойно-зонально неоднородными пластами |
| US5826656A (en) * | 1996-05-03 | 1998-10-27 | Atlantic Richfield Company | Method for recovering waterflood residual oil |
| RU2181158C1 (ru) * | 2000-09-07 | 2002-04-10 | Западинский Алексей Леонидович | Способ разработки нефтяных месторождений |
| RU2208138C1 (ru) * | 2001-12-20 | 2003-07-10 | Западинский Алексей Леонидович | Комплекс для разработки нефтяного или газоконденсатного месторождения (варианты) |
| US20060254769A1 (en) * | 2005-04-21 | 2006-11-16 | Wang Dean C | Systems and methods for producing oil and/or gas |
Family Cites Families (98)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2330934A (en) | 1939-09-11 | 1943-10-05 | Pure Oil Co | Sulphur oxidation of hydrocarbons |
| US2492719A (en) | 1943-06-26 | 1949-12-27 | Pure Oil Co | Preparation of carbon disulfide |
| US2636810A (en) | 1947-12-15 | 1953-04-28 | Fmc Corp | Manufacture of carbon disulfide |
| US2670801A (en) | 1948-08-13 | 1954-03-02 | Union Oil Co | Recovery of hydrocarbons |
| US3794114A (en) | 1952-06-27 | 1974-02-26 | C Brandon | Use of liquefiable gas to control liquid flow in permeable formations |
| US3084743A (en) * | 1958-09-16 | 1963-04-09 | Jersey Prod Res Co | Secondary recovery of petroleum |
| US3087788A (en) | 1959-04-06 | 1963-04-30 | Fmc Corp | Combined catalytic and non-catalytic process of producing hydrogen sulfide and carbon disulfide |
| GB1007674A (en) | 1962-04-20 | 1965-10-22 | Marco Preda | Process for catalytically producing carbon disulphide from sulphur vapour and gaseous hydrocarbon |
| US3254960A (en) | 1963-11-26 | 1966-06-07 | Sun Oil Co | Wave reactor |
| US3345135A (en) | 1963-12-06 | 1967-10-03 | Mobil Oil Corp | The catalytic oxidation of hydrocarbons in the presence of hydrogen sulfide to produce carbon disulfide and oxides of carbon |
| FR1493586A (fr) | 1966-06-15 | 1967-09-01 | Progil | Procédé de fabrication de sulfure de carbone |
| US3415573A (en) * | 1966-08-22 | 1968-12-10 | Shell Oil Co | Method of sulfur recovery from sulfur-containing hydrogen sulfide rich formations |
| US3393733A (en) | 1966-08-22 | 1968-07-23 | Shell Oil Co | Method of producing wells without plugging of tubing string |
| US3387888A (en) * | 1966-11-16 | 1968-06-11 | Continental Oil Co | Fracturing method in solution mining |
| US3402768A (en) * | 1967-03-29 | 1968-09-24 | Continental Oil Co | Oil recovery method using a nine-spot well pattern |
| US3498378A (en) | 1967-06-09 | 1970-03-03 | Exxon Production Research Co | Oil recovery from fractured matrix reservoirs |
| US3429372A (en) * | 1967-09-15 | 1969-02-25 | Mobil Oil Corp | Oil recovery method employing thickened water and crossflooding |
| US3512585A (en) * | 1968-08-08 | 1970-05-19 | Texaco Inc | Method of recovering hydrocarbons by in situ vaporization of connate water |
| US3581821A (en) | 1969-05-09 | 1971-06-01 | Petra Flow Inc | Cryothermal process for the recovery of oil |
| US3943160A (en) | 1970-03-09 | 1976-03-09 | Shell Oil Company | Heat-stable calcium-compatible waterflood surfactant |
| US3647906A (en) | 1970-05-11 | 1972-03-07 | Shell Oil Co | Alpha-olefin production |
| US4305463A (en) | 1979-10-31 | 1981-12-15 | Oil Trieval Corporation | Oil recovery method and apparatus |
| US3672448A (en) | 1970-12-30 | 1972-06-27 | Texaco Inc | Interface advance control in secondary recovery program by reshaping of the interface between driving and driven fluids and by the use of a dynamic gradient barrier |
| US3754598A (en) | 1971-11-08 | 1973-08-28 | Phillips Petroleum Co | Method for producing a hydrocarbon-containing formation |
| US3724553A (en) | 1971-11-18 | 1973-04-03 | Mobil Oil Corp | Paraffin well treatment method |
| US3729053A (en) | 1972-01-05 | 1973-04-24 | Amoco Prod Co | Method for increasing permeability of oil-bearing formations |
| US3805892A (en) | 1972-12-22 | 1974-04-23 | Texaco Inc | Secondary oil recovery |
| US3927185A (en) | 1973-04-30 | 1975-12-16 | Fmc Corp | Process for producing carbon disulfide |
| US3850245A (en) | 1973-05-04 | 1974-11-26 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum |
| US3838738A (en) * | 1973-05-04 | 1974-10-01 | Texaco Inc | Method for recovering petroleum from viscous petroleum containing formations including tar sands |
| US3878892A (en) * | 1973-05-04 | 1975-04-22 | Texaco Inc | Vertical downward gas-driven miscible blanket flooding oil recovery process |
| US3823777A (en) | 1973-05-04 | 1974-07-16 | Texaco Inc | Multiple solvent miscible flooding technique for use in petroleum formation over-laying and in contact with water saturated porous formations |
| US3847224A (en) * | 1973-05-04 | 1974-11-12 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum |
| US3847221A (en) | 1973-05-04 | 1974-11-12 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum using carbon disulfide and a hydrocarbon solvent |
| US3822748A (en) | 1973-05-04 | 1974-07-09 | Texaco Inc | Petroleum recovery process |
| US3840073A (en) | 1973-05-04 | 1974-10-08 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum |
| US3908762A (en) * | 1973-09-27 | 1975-09-30 | Texaco Exploration Ca Ltd | Method for establishing communication path in viscous petroleum-containing formations including tar sand deposits for use in oil recovery operations |
| US3913672A (en) * | 1973-10-15 | 1975-10-21 | Texaco Inc | Method for establishing communication path in viscous petroleum-containing formations including tar sands for oil recovery operations |
| US3946812A (en) | 1974-01-02 | 1976-03-30 | Exxon Production Research Company | Use of materials as waterflood additives |
| US4008764A (en) | 1974-03-07 | 1977-02-22 | Texaco Inc. | Carrier gas vaporized solvent oil recovery method |
| US4122156A (en) | 1975-08-13 | 1978-10-24 | New England Power Company | Process for the production of carbon disulfide from sulfur dioxide removed from a flue gas |
| US4077471A (en) | 1976-12-01 | 1978-03-07 | Texaco Inc. | Surfactant oil recovery process usable in high temperature, high salinity formations |
| US4182416A (en) | 1978-03-27 | 1980-01-08 | Phillips Petroleum Company | Induced oil recovery process |
| US4216079A (en) | 1979-07-09 | 1980-08-05 | Cities Service Company | Emulsion breaking with surfactant recovery |
| US4330038A (en) | 1980-05-14 | 1982-05-18 | Zimpro-Aec Ltd. | Oil reclamation process |
| US4543434A (en) | 1981-01-28 | 1985-09-24 | Mobil Oil Corporation | Process for producing liquid hydrocarbon fuels |
| US4393937A (en) | 1981-03-25 | 1983-07-19 | Shell Oil Company | Olefin sulfonate-improved steam foam drive |
| US4488976A (en) | 1981-03-25 | 1984-12-18 | Shell Oil Company | Olefin sulfonate-improved steam foam drive |
| US4476113A (en) | 1981-10-27 | 1984-10-09 | Union Oil Company Of California | Stabilized fumigant composition comprising an aqueous solution of ammonia, hydrogen sulfide, carbon disulfide and sulfur |
| US4427067A (en) * | 1982-08-06 | 1984-01-24 | Exxon Production Research Co. | Water and miscible fluid flooding method having good vertical conformance for recovering oil |
| GB2136034B (en) | 1983-09-08 | 1986-05-14 | Zakiewicz Bohdan M Dr | Recovering hydrocarbons from mineral oil deposits |
| US4512400A (en) * | 1983-10-26 | 1985-04-23 | Chevron Research Company | Miscible displacement drive for enhanced oil recovery in low pressure reservoirs |
| US4727937A (en) * | 1986-10-02 | 1988-03-01 | Texaco Inc. | Steamflood process employing horizontal and vertical wells |
| US4744417A (en) * | 1987-05-21 | 1988-05-17 | Mobil Oil Corporation | Method for effectively handling CO2 -hydrocarbon gas mixture in a miscible CO2 flood for oil recovery |
| US4822938A (en) | 1988-05-03 | 1989-04-18 | Mobil Oil Corporation | Processes for converting methane to higher molecular weight hydrocarbons via sulfur-containing intermediates |
| US5076358A (en) | 1988-07-22 | 1991-12-31 | Union Oil Company Of California | Petroleum recovery with organonitrogen thiocarbonates |
| US4836935A (en) * | 1988-09-09 | 1989-06-06 | Conoco Inc. | Oil removal from waterflooding injection water |
| US4963340A (en) | 1989-03-13 | 1990-10-16 | Mobil Oil Corporation | Cyclic process for converting methane to carbon disulfide |
| DE3918265A1 (de) | 1989-06-05 | 1991-01-03 | Henkel Kgaa | Verfahren zur herstellung von tensidgemischen auf ethersulfonatbasis und ihre verwendung |
| GB2232428B (en) | 1989-06-06 | 1993-05-05 | Shell Int Research | Surfactant composition |
| US5097903A (en) * | 1989-09-22 | 1992-03-24 | Jack C. Sloan | Method for recovering intractable petroleum from subterranean formations |
| US5065821A (en) | 1990-01-11 | 1991-11-19 | Texaco Inc. | Gas flooding with horizontal and vertical wells |
| US5089246A (en) * | 1990-01-29 | 1992-02-18 | Atochem North America, Inc. | Process for converting carbon disulfide to hydrogen sulfide in hydrogen sulfide/carbon disulfide mixtures |
| US5167280A (en) | 1990-06-24 | 1992-12-01 | Mobil Oil Corporation | Single horizontal well process for solvent/solute stimulation |
| US5120935A (en) | 1990-10-01 | 1992-06-09 | Nenniger John E | Method and apparatus for oil well stimulation utilizing electrically heated solvents |
| US5304361A (en) | 1992-06-26 | 1994-04-19 | Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation | Removal of hydrogen sulfide |
| US5607016A (en) | 1993-10-15 | 1997-03-04 | Butler; Roger M. | Process and apparatus for the recovery of hydrocarbons from a reservoir of hydrocarbons |
| US5634984A (en) | 1993-12-22 | 1997-06-03 | Union Oil Company Of California | Method for cleaning an oil-coated substrate |
| US6506349B1 (en) | 1994-11-03 | 2003-01-14 | Tofik K. Khanmamedov | Process for removal of contaminants from a gas stream |
| US5609845A (en) | 1995-02-08 | 1997-03-11 | Mobil Oil Corporation | Catalytic production of hydrogen from hydrogen sulfide and carbon monoxide |
| US5803171A (en) | 1995-09-29 | 1998-09-08 | Amoco Corporation | Modified continuous drive drainage process |
| NL1002524C2 (nl) | 1996-03-04 | 1997-09-05 | Gastec Nv | Katalysator voor de selectieve oxidatie van zwavelverbindingen tot elementaire zwavel, werkwijze voor de bereiding van een dergelijke kata- lysator en werkwijze voor de selectieve oxidatie van zwavelverbindingen elementaire zwavel. |
| US6022834A (en) | 1996-05-24 | 2000-02-08 | Oil Chem Technologies, Inc. | Alkaline surfactant polymer flooding composition and process |
| US6851473B2 (en) | 1997-03-24 | 2005-02-08 | Pe-Tech Inc. | Enhancement of flow rates through porous media |
| US7644759B2 (en) | 1997-03-24 | 2010-01-12 | Wavefront Energy & Environmental Services Inc. | Enhancement of flow rates through porous media |
| GB9706044D0 (en) | 1997-03-24 | 1997-05-14 | Davidson Brett C | Dynamic enhancement of fluid flow rate using pressure and strain pulsing |
| WO1998050679A1 (en) | 1997-05-01 | 1998-11-12 | Amoco Corporation | Communicating horizontal well network |
| US6149344A (en) | 1997-10-04 | 2000-11-21 | Master Corporation | Acid gas disposal |
| US6136282A (en) | 1998-07-29 | 2000-10-24 | Gas Research Institute | Method for removal of hydrogen sulfide from gaseous streams |
| WO2000037775A1 (en) | 1998-12-22 | 2000-06-29 | Chevron U.S.A. Inc. | Oil recovery method for waxy crude oil using alkylaryl sulfonate surfactants derived from alpha-olefins |
| US6946111B2 (en) | 1999-07-30 | 2005-09-20 | Conocophilips Company | Short contact time catalytic partial oxidation process for recovering sulfur from an H2S containing gas stream |
| US6497855B1 (en) | 2000-03-22 | 2002-12-24 | Lehigh University | Process for the production of hydrogen from hydrogen sulfide |
| DE60103070T2 (de) | 2000-09-07 | 2004-11-25 | The Boc Group Plc, Windlesham | Verfahren und vorrichtung zur gewinnung von schwefel aus schwefelwasserstoff enthaltenden gasströmen |
| DE60102707T2 (de) | 2000-09-07 | 2005-03-31 | The Boc Group Plc, Windlesham | Verfahren und vorrichtung zur gewinnung von schwefel aus schwefelwasserstoff enthaltenden gasströmen |
| US6706108B2 (en) | 2001-06-19 | 2004-03-16 | David L. Polston | Method for making a road base material using treated oil and gas waste material |
| MY129091A (en) | 2001-09-07 | 2007-03-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Acid gas disposal method |
| AU2003222204A1 (en) | 2002-03-25 | 2003-10-13 | Tda Research, Inc. | Catalysts and process for oxidizing hydrogen sulfide to sulfur dioxide and sulfur |
| GB2379685A (en) | 2002-10-28 | 2003-03-19 | Shell Internat Res Maatschhapp | Enhanced oil recovery with asynchronous cyclic variation of injection rates |
| EP1581601B1 (en) | 2002-12-17 | 2008-08-13 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Process for the catalytic selective oxidation of sulphur compounds |
| US7090818B2 (en) | 2003-01-24 | 2006-08-15 | Stauffer John E | Carbon disulfide process |
| US7025134B2 (en) | 2003-06-23 | 2006-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface pulse system for injection wells |
| BRPI0710598A2 (pt) | 2006-04-27 | 2011-08-16 | Shell Int Research | sistema e método para produzir petróleo e/ou gás |
| EP2018349A1 (en) | 2006-05-16 | 2009-01-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | A process for the manufacture of carbon disulphide |
| WO2007131977A1 (en) | 2006-05-16 | 2007-11-22 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | A process for the manufacture of carbon disulphide |
| US8136590B2 (en) | 2006-05-22 | 2012-03-20 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| MX2008016422A (es) | 2006-07-07 | 2009-01-19 | Shell Int Research | Proceso para producir disulfuro de carbono y uso de una corriente liquida de disulfuro de carbono para la recuperacion mejorada de combustible. |
| RU2435024C2 (ru) | 2006-08-10 | 2011-11-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ добычи нефти и/или газа (варианты) |
| AU2007299081A1 (en) | 2006-09-18 | 2008-03-27 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | A process for the manufacture of carbon disulphide |
-
2008
- 2008-10-29 RU RU2010121883/03A patent/RU2475632C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-10-29 WO PCT/US2008/081562 patent/WO2009058846A1/en active Application Filing
- 2008-10-29 CA CA2703888A patent/CA2703888A1/en not_active Abandoned
- 2008-10-29 CN CN2008801136641A patent/CN101842549B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-10-30 US US12/262,010 patent/US7926561B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5014784A (en) * | 1990-01-26 | 1991-05-14 | Texaco Inc. | Steamflooding in multi layered reservoirs |
| SU1756545A1 (ru) * | 1990-03-05 | 1992-08-23 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ разработки нефт ного месторождени , сложенного послойно-зонально неоднородными пластами |
| US5826656A (en) * | 1996-05-03 | 1998-10-27 | Atlantic Richfield Company | Method for recovering waterflood residual oil |
| RU2181158C1 (ru) * | 2000-09-07 | 2002-04-10 | Западинский Алексей Леонидович | Способ разработки нефтяных месторождений |
| RU2208138C1 (ru) * | 2001-12-20 | 2003-07-10 | Западинский Алексей Леонидович | Комплекс для разработки нефтяного или газоконденсатного месторождения (варианты) |
| US20060254769A1 (en) * | 2005-04-21 | 2006-11-16 | Wang Dean C | Systems and methods for producing oil and/or gas |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2703888A1 (en) | 2009-05-07 |
| CN101842549B (zh) | 2013-11-20 |
| US20090188669A1 (en) | 2009-07-30 |
| RU2010121883A (ru) | 2011-12-10 |
| CN101842549A (zh) | 2010-09-22 |
| US7926561B2 (en) | 2011-04-19 |
| WO2009058846A1 (en) | 2009-05-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2475632C2 (ru) | Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты) | |
| CA2652401C (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| CA2660296C (en) | Methods for producing oil and/or gas | |
| US8511384B2 (en) | Methods for producing oil and/or gas | |
| US20110108269A1 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| US8869891B2 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| US11001744B2 (en) | Foam-forming composition for steam assisted oil recovery | |
| US20110180254A1 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20131030 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20140727 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151030 |