RU2515673C2 - Система для добычи нефти с помощью эмульсии, содержащей смешивающийся растворитель - Google Patents
Система для добычи нефти с помощью эмульсии, содержащей смешивающийся растворитель Download PDFInfo
- Publication number
- RU2515673C2 RU2515673C2 RU2010125280/03A RU2010125280A RU2515673C2 RU 2515673 C2 RU2515673 C2 RU 2515673C2 RU 2010125280/03 A RU2010125280/03 A RU 2010125280/03A RU 2010125280 A RU2010125280 A RU 2010125280A RU 2515673 C2 RU2515673 C2 RU 2515673C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- emulsion
- formation
- oil
- solvent
- row
- Prior art date
Links
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 title claims description 99
- 239000002904 solvent Substances 0.000 title claims description 75
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title description 74
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 112
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 82
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 41
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 29
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 28
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 23
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 13
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 12
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 8
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 5
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 4
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims description 4
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 4
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 claims description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 104
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 77
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 46
- 238000000034 method Methods 0.000 description 35
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 17
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 17
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 13
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 11
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 11
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 10
- RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N Acetaminophen Chemical compound CC(=O)NC1=CC=C(O)C=C1 RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 8
- 239000011877 solvent mixture Substances 0.000 description 7
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 5
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 5
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N carbon disulfide-14c Chemical compound S=[14C]=S QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- JYCQQPHGFMYQCF-UHFFFAOYSA-N 4-tert-Octylphenol monoethoxylate Chemical compound CC(C)(C)CC(C)(C)C1=CC=C(OCCO)C=C1 JYCQQPHGFMYQCF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002257 Plurafac® Polymers 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N disulfur monoxide Inorganic materials O=S=S TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000012925 reference material Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- UOCLXMDMGBRAIB-UHFFFAOYSA-N 1,1,1-trichloroethane Chemical compound CC(Cl)(Cl)Cl UOCLXMDMGBRAIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 1-benzothiophene Chemical group C1=CC=C2SC=CC2=C1 FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- -1 alkali metal sulfonate ester Chemical class 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 1
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 1
- IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N dibenzothiophene Chemical group C1=CC=C2C3=CC=CC=C3SC2=C1 IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 150000002019 disulfides Chemical class 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000004508 fractional distillation Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 125000000623 heterocyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000000265 homogenisation Methods 0.000 description 1
- 238000013101 initial test Methods 0.000 description 1
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 229930192474 thiophene Natural products 0.000 description 1
- 150000003577 thiophenes Chemical group 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
- 239000012991 xanthate Substances 0.000 description 1
- 239000008096 xylene 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области стимулирования добычи нефти с использованием смешиваюшегося ее вытеснения из пласта. Обеспечивает повышение эффективности и надежности системы вытеснения нефти. Сущность изобретений: система для добычи нефти из подземного пласта включает: источник смешивающегося растворителя, содержащего сероуглерод; устройство для получения эмульсии, предназначенное для производства эмульсии, содержащей указанный смешивающийся растворитель; устройство для хранения эмульсии, предназначенное для хранения по меньшей мере около 5000 галлонов эмульсии; первый ряд скважин, распределенных над пластом; второй ряд скважин, распределенных над пластом; средство для разрушения эмульсии, соединенное с устройством для хранения эмульсии и первым рядом скважин; в которой первый ряд скважин включает средство для закачки в пласт указанного смешивающегося растворителя, в то время как второй ряд скважин включает средство для добычи из пласта нефти. 9 з.п. ф-лы, 3 табл., 5 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к системам и способам для добычи нефти и/или газа.
Уровень техники
Для повышения добычи нефти на мировых месторождениях может использоваться стимулированная добыча нефти (Enhanced Oil Recovery (EOR)). Существует три основных типа стимулированной добычи нефти: термическая, химико/полимерная и газонагнетательная, которые могут использоваться для повышения отдачи нефти из коллектора сверх той, которая может быть достигнута традиционными средствами, возможно продлевая тем самым время эксплуатации месторождения и повышая коэффициент нефтеотдачи.
Термически стимулированная добыча осуществляется путем подачи в коллектор тепла. Наиболее широко практикуемой формой является вытеснение нефти водяным паром, что снижает вязкость нефти, благодаря чему нефть может притекать к добывающим скважинам. Химическое заводнение повышает нефтеотдачу в результате ослабления капиллярных сил, которые задерживают остаточную нефть. Полимерное заводнение повышает эффективность вытеснения нефти закачиваемой водой. Закачка в пласт смешивающихся с нефтью сред действует примерно таким же образом, как и химическое заводнение. Путем закачивания смешивающейся с нефтью текучей среды может быть добыта задержанная остаточная нефть.
На фиг.1 иллюстрируется система 100 предшествующего уровня техники. Система 100 включает в себя подземный пласт 102, подземный пласт 104, подземный пласт 106 и подземный пласт 108. На поверхности находится добывающая установка 110. Скважина 112 проходит через пласты 102 и 104 и заканчивается в пласте 106. Часть пласта 106 обозначена числом 114. Нефть и газ добываются из пласта 106 через скважину 112 к добывающей установке 110. Газ и жидкость отделяются друг от друга, газ хранится в газохранилище 116, а жидкость в хранилище 118 для жидкостей.
В патенте США №3732166 раскрыты неньютоновские составы, содержащие сероуглерод (CS2), с пониженной токсичностью и воспламеняемостью. Эти составы проиллюстрированы эмульсиями с высоким внутренним фазовым отношением (HIPR), содержащими сероуглерод во внутренней фазе, причем эта внутренняя фаза составляет более чем примерно 60% объема состава и преимущественно более чем примерно 80% объема состава. Эти составы особенно полезны при очистке нефтяных и газовых скважин путем удаления тяжелых парафинов и/или серы. Патент США №3732166 полностью включен в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.
В находящейся одновременно на рассмотрении патентного ведомства публикации патентной заявки США №2006/0254769, опубликованной 16 ноября 2006 и имеющей номер в досье поверенного ТН2616, раскрыта система, включающая в себя механизм для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, причем нефть и/или газ содержат одно или более сернистых соединений; средство для превращения по крайней мере части сернистых соединений из добытой нефти и/или газа в сероуглеродный состав; и средство для выпуска по крайней мере части сероуглеродного состава в пласт. Публикация патентной заявки США №2006/0254769 полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.
В патенте США №5062970 раскрыта композиция поверхностно-активного вещества, пригодная для стимулированной добычи нефти, содержащая в весовом отношении от 60:40 до 10:90 а) о,м- и/или о,п-диалкилбезолсульфоната щелочного металла и b) полиалкоксифениловый эфир сульфоната щелочного металла. Патент США №5062970 полностью включен в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.
Другие композиции и способы стимулированной добычи углеводородов описаны в в патенте США №3943160, патенте США №3946812, патенте США №4077471, патенте США №4216079, патенте США №5319709, патенте США №5723423, патенте США №6022834, патенте США №6269881 и у Wellington et al. "Low Surfactant Concentration Enhanced Wateflooding" (Заводнение, стимулируемое низкими концентрациями ПАВ), Society Petroleum Engineers, 1995, все из которых включены в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.
Существует потребность в улучшенных системах и способах стимулированной добычи нефти. Кроме того, существует потребность в улучшенных системах и способах для стимулированной добычи нефти с использованием растворителя, например для снижения вязкости, химического воздействия и смешивающегося заводнения. Кроме того, существует потребность в улучшенных системах и способах для смешивающегося заводнения растворителем. Кроме того, существует потребность в улучшенных системах и способах для хранения растворителя до и/или после смешивающегося заводнения. Кроме того, существует потребность в улучшенных системах и способах для транспортирования растворителя до и/или после смешивающегося заводнения.
Раскрытие изобретения
В одном из аспектов изобретения предлагается система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающая в себя источник смешивающегося растворителя; устройство для получения эмульсии, предназначенное для получения эмульсии, содержащей смешивающийся растворитель; устройство для хранения для эмульсии, предназначенное для хранения по меньшей мере примерно 5000 галлонов эмульсии; первый ряд скважин, распределенных над пластом; второй ряд скважин, распределенных над пластом; в которой первый ряд скважин содержит средство для закачки в пласт смешивающегося растворителя и/или эмульсии, в то время как второй ряд скважин обладает средством для добычи из пласта нефти и/или газа.
В другом аспекте изобретения предлагается система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающая в себя источник смешивающегося растворителя; устройство для получения эмульсии, предназначенное для производства эмульсии, содержащей смешивающийся растворитель; устройство для транспортирования эмульсии, предназначенное для транспортирования эмульсии на расстояние не менее примерно 10 км к подземному пласту; первый ряд скважин, распределенных над пластом; второй ряд скважин, распределенных над пластом; в которой первый ряд скважин содержит средство для закачки в пласт смешивающегося растворителя и/или эмульсии, в то время как второй ряд скважин содержит средство для добычи из пласта нефти и/или газа.
Изобретение обладает одним или более из следующих преимуществ:
Улучшенные системы и способы для стимулированной добычи углеводородов из пласта с помощью растворителя.
Улучшенные системы и способы для стимулированной добычи углеводородов из пласта с помощью текучей среды, содержащей смешивающийся растворитель.
Улучшенные композиции и/или способы для вторичной добычи углеводородов.
Улучшенные системы и способы для стимулированной добычи нефти.
Улучшенные системы и способы для стимулированной добычи нефти с использованием смешивающегося растворителя.
Улучшенные системы и способы для стимулированной добычи нефти с помощью состава, который может смешиваться с нефтью на месте.
Улучшенные системы и способы для хранения состава, который может смешиваться с нефтью на месте.
Улучшенные системы и способы для транспортирования состава, который может смешиваться с нефтью на месте. Краткое описание чертежей
Фиг.1 - иллюстрация системы добычи нефти и/или газа.
Фиг.2а - иллюстрация расположения скважин.
Фиг.2b и 2с - иллюстрации расположения скважин на фиг.2а во время проведения процессов стимулированной добычи нефти.
Фиг.3а-3с - иллюстрации систем добычи нефти и/или газа.
Осуществление изобретения
Фиг.2
На фиг.2 иллюстрируется система 200 хранения и/или транспортирования для растворителя. Система 200 включает в себя производство 202 растворителя, производство 204 эмульсии, хранение 206 эмульсии, транспортировку 208 эмульсии и конечное применение 210.
Производство 202 растворителя
Производством 202 растворителя может быть любой традиционный способ получения растворителя, который может быть применен в процессе стимулированной добычи нефти. В альтернативном случае растворитель может быть приобретен у производителя растворителей.
Одним из подходящих растворителей является сероуглерод или смесь растворителей, содержащая сероуглерод. В одном из вариантов осуществления могут использоваться источник серы и источник углерода, а также любые известные реакции и процессы получения сероуглерода или смесей растворителей, содержащих сероуглерод. Выбор способа получения сероуглерода или смесей растворителей, содержащих сероуглерод, не представляет особой важности. Несколько подходящих систем, способов и процессов для производства сероуглерода или смесей растворителей, содержащих сероуглерод, раскрыты в находящейся одновременно на рассмотрении патентного ведомства публикации патентной заявки США №2006/0254769, опубликованной 16 ноября 2006 и имеющей номер в досье поверенного ТН2616, которая полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.
Производство 204 эмульсии
Производством 204 эмульсии может быть любой традиционный способ получения эмульсии растворителя, который может быть применен в процессе стимулированной добычи нефти. Одним из подходящих растворителей является сероуглерод или смеси растворителей, содержащие сероуглерод. Эмульсии сероуглерода или смесей растворителей, содержащих сероуглерод, настоящего изобретения позволяют снизить воспламеняемость сероуглерода или смесей растворителей, содержащих сероуглерод, которые используют при добыче нефти, для повышения безопасности при их транспортировке и обращении с ними.
В одном из вариантов осуществления несколько подходящих способов их получения раскрыто в патенте США №3732166, который полностью включен в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.
В другом варианте осуществления эмульсия растворителя с высоким внутренним отношением может быть получена смешением от примерно 50 до примерно 99 об % или от примерно 60 до примерно 90 об %, или от примерно 70 до примерно 85 об % растворителя, например CS1 или СS2-содержащей смеси; от примерно 0,5 до примерно 50 об % или от примерно 5 до примерно 30 об %, или от примерно 10 до примерно 25 об % другой текучей среды, например воды или рассола; и от примерно 0,025 до примерно 30 об % или от примерно 0,05 до примерно 20 об %, или от примерно 0,5 до примерно 15 об % поверхностно-активного вещества.
Подходящие поверхностно-активные вещества включают анионные, катионные, неионные или цвиттер-ионные ПАВ, или их смеси. К числу других подходящих ПАВ относятся Neodol 1-12, Neodol 5-20, которые могут быть приобретены у фирмы Shell Chemical Company из Хьюстона, Техас, США. К числу других подходящих ПАВ относится Igepal СА 630, который может быть приобретены у фирмы Stepan Company из Northfield, Иллинойс, США. К числу других подходящих ПАВ относится Plurafac D25, который может быть приобретен у фирмы BASF из Belvidere, Нью-Джерси, США. К числу других подходящих ПАВ относится Tergitol 15-S-5, который может быть приобретен у фирмы DOW Chemical из Мидлэнда, Мичиган, США.
Выбор способа получения эмульсии не представляет особой важности. Подходящие способы получения эмульсии состоят в тщательном смешении компонентов с использованием смесителя, мешалки, гомогенизатора, промышленного смесителя и метода гомогенизации под высоким давлением. Скорость диспергирующего устройства может быть умеренной или высокой. Эмульсию можно получать партиями и в непрерывном встроенном процессе.
Хранилище 206 для эмульсии
Хранилищем 206 для эмульсии может быть любая подходящая емкость для хранения эмульсий и/или растворителей. Хранилище 206 может иметь объем по меньшей мере примерно 5000 галлонов, например по меньшей мере примерно 10000, 30000, 50000, 100000,500000 или 1000000 галлонов.
Хранилище 206 может быть резервуаром из стали или нержавеющей стали и может иметь одно или более известных в технике покрытий и/или внутренних облицовок.
Хранилище 206 может быть неподвижной закрепленной конструкцией или подвижным контейнером типа автоцистерны, автомотрисы, контейнера для смешанной перевозки или судна.
Хранилище 206 может располагаться вблизи установки 204 для получения эмульсии, а эмульсия может доставляться к конечному потребителю с помощью устройства 208 для транспортировки эмульсии. В альтернативном случае хранилище может располагаться рядом с конечным потребителем 210. В альтернативном случае хранилище может находиться вместе с устройством 208 для транспортировки эмульсии типа названных выше автоцистерны или автомотрисы.
Эмульсия может храниться в хранилище 206 в течение периода не менее примерно 1 недели или не менее примерно 2 недель, 1 месяца, 2 месяцев, 3 месяцев, 6 месяцев или 1 года, оставаясь при этом все еще эмульсией.
Устройство 208 для транспортировки эмульсии
Устройство 208 для транспортировки эмульсии может использоваться для доставки эмульсии от установки 204 для производства эмульсии и/или хранилища 206 эмульсии до конечного потребителя 210. Подходящим устройством 208 может быть труба, трубопровод или мобильный резервуар-хранилище.
В одном из вариантов осуществления устройство 208 для транспортировки располагается между производственной установкой 204 и/или хранилищем 206 для эмульсии и конечным потребителем 210 на расстоянии по меньшей мере примерно 5 км или по меньшей мере примерно 10, 25, 50, 100, 250, 500, 1000 или 2000 км.
Конечный потребитель 210
Конечный потребитель 210 может включать в себя средство для разрушения эмульсии и стимулированный растворителем процесс добычи нефти. Подходящие способы разрушения эмульсии включают высокотемпературную обработку, обессоливание и/или изменение рН эмульсии. Подходящие способы стимулированной добычи нефти раскрыты в находящейся одновременно на рассмотрении патентного ведомства публикации патентной заявки США №2006/0254769, опубликованной 16 ноября 2006 и имеющей номер в досье поверенного ТН2616, полностью включенной в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.
В одном из вариантов осуществления растворитель после разрушения эмульсии может использоваться в процессе стимулированной добычи нефти. В другом варианте осуществления эмульсия может запускаться в углеводородсодержащий пласт, после чего она может быть разрушена внутри пласта in situ.
Фиг.3а и 3b
На фиг.3а и 3b иллюстрируются некоторые варианты осуществления системы 300. Система 300 может быть частью одного из походящих конечных применений 210. Система 300 включает в себя подземный пласт 302, подземный пласт 304, подземный пласт 306 и подземный пласт 308. На поверхности может находиться установка 310. Скважина 312 проходит через пласты 302 и 304 и имеет отверстия в пласте 306. Части 314 пласта 306 могут быть в некоторых случаях подвергнуты разлому и/или перфорированы. Во время первичной добычи нефть и газ из пласта 306 могут поступать в части 314, в скважину 312 и направляться к установке 310. Далее установка 310 разделяет газ, который может быть направлен на газопереработку 316, и жидкость, которая может быть направлена в хранилище 318 для жидкости. Установка 310 включает в себя также хранилище 330 для растворителя для стимулированной добычи нефти. Как следует из фиг.3а, растворитель для стимулированной добычи нефти может закачиваться через скважину 312, как это показано направленной вниз стрелкой, в пласт 306. Растворитель для стимулированной добычи нефти может быть оставлен в пласте с целью пропитки на период времени от примерно 1 часа до примерно 15 суток, например от примерно 5 до примерно 50 часов.
После периода пропитки, как это показано на фиг.3b, растворитель для стимулированной добычи нефти и нефть и/или газ могут затем добываться через скважину 312 на установку 310. Установка 310 может быть приспособлена для отделения и/или рециркуляции растворителя для стимулированной добычи нефти, например с помощью кипячения состава, конденсирования его или фильтрации, проведения с ним реакции и затем повторной закачки состава в скважину 312, например, при повторении цикла пропитки, показанной на фиг.3а и 3b, от примерно 2 до примерно 5 раз.
В некоторых вариантах осуществления растворитель для стимулированной добычи нефти может закачиваться в пласт 306 под давлением ниже давления разрыва пласта, например от примерно 40 до примерно 90% давления разрыва пласта.
Фиг.3с
На Фиг.3с иллюстрируются некоторые варианты осуществления изобретения, относящиеся к системе 400. Система 400 включает в себя подземный пласт 402, пласт 404, пласт 406 и пласт 408. На поверхности может находиться добывающая установка 410. Скважина 412 проходит через пласты 402 и 404 и имеет отверстия в пласте 406. Части 414 пласта могут быть в некоторых случаях подвергнуты разлому и/или перфорированы. Во время добычи нефть и газа из пласта 406 они поступают в части 414 и поднимаются по скважине 412 к добывающей установке 410. Газ и жидкость могут разделяться, после чего газ может направляться в газохранилище 416, а жидкость может направляться в хранилище 418 для жидкости. На добывающей установке 410 может производиться и/или храниться растворитель для стимулированной добычи нефти, который может производиться и храниться в блоке производства/хранения 430. Сероводород и/или другие серосодержащие соединения из пласта 412 могут направляться в блок производства/хранения 430 растворителя для стимулированной добычи нефти. Растворитель для стимулированной добычи нефти может закачиваться вниз по скважине 432 к частям 434 пласта 406. Растворитель для стимулированной добычи нефти проходит через пласт 406 для облегчения добычи нефти и газа, после чего растворитель для стимулированной добычи нефти, нефть и/или газ могут направляться к скважине 412 и далее к добывающей установке 410. Растворитель для стимулированной добычи нефти может быть затем направлен на рециркуляцию, например путем его кипячения, конденсирования или фильтрации, или проведения с ним реакции и затем повторной закачки растворителя в скважину 432.
В некоторых вариантах осуществления некоторое количество растворителя для стимулированной добычи нефти или растворителя для стимулированной добычи нефти, смешанного с другими компонентами, может быть закачано в скважину 432 с последующей закачкой какого-либо другого компонента для продавливания растворителя для стимулированной добычи нефти или растворителя для стимулированной добычи нефти, смешанного с другими компонентами, через пласт 406, которым (другим компонентом) может быть воздух; вода в газообразной или жидкой форме; вода, смешанная с одной или более солями; полимеры и/или поверхностно-активные вещества; диоксид углерода; другие газы; другие жидкости; и/или их смеси.
Поверхностно-активные вещества
В одном из вариантов осуществления подходящие ПАВ включают в себя водные растворы ПАВ. Подходящие водные растворы ПАВ раскрыты в патенте США №3943160, патенте США №3946812, патенте США №4077471, патенте США №4216079, патенте США №5319709, патенте США №5723423, патенте США №6022834, патенте США №6269881 и у Wellington et al. "Low Surfactant Concentration Enhanced Wateflooding" (Заводнение, стимулируемое низкими концентрациями ПАВ), Society Petroleum Engineers, 1995, все из которых включены в настоящую заявку в качестве ссылочного материала. В еще одном варианте осуществления ПАВ не растворимы в воде.
Альтернативные варианты осуществления
В некоторых вариантах осуществления нефть и/или газ могут извлекаться из пласта в скважину и проходить через скважину и трубопровод от скважины к установке. В некоторых вариантах осуществления для усиления тока нефти и/или газа из пласта может быть применена стимулированная добыча нефти с использованием какого-либо агента, например водяного пара, воды, ПАВ, полимерного заводнения и/или смешивающегося агента, такого как сероуглеродный состав или диоксид углерода.
В некоторых вариантах осуществления добываемые из пласта нефть и/или газ могут включать в себя какое-либо серосодержащее соединение. Серосодержащими соединениями могут быть сероводород, меркаптаны, сульфиды и дисульфиды отличные от сероводорода или гетероциклические серосодержащие соединения, например тиофены, бензотиофены или замещенные с конденсированными циклами дибензотиофены, или их смеси.
В некоторых вариантах осуществления какое-либо серосодержащее соединение из пласта может быть превращено в сероуглеродный состав. Превращение по крайней мере части сернистого серосодержащего соединения в сероуглеродный состав может осуществляться любым известным способом. Подходящими способами могут быть реакция окисления серосодержащего соединения до серы и/или диоксидов серы или реакция серы и/или диоксида серы с углеродом или каким-либо углеродсодержащим соединением с образованием сероуглеродного состава. Выбор способа для превращения по крайней мере части серосодержащего соединения в сероуглеродный состав не представляет особой важности.
В некоторых вариантах осуществления подходящим смешивающимся агентом стимулированной добычи нефти может быть сероуглеродный состав. Сероуглеродный состав может включать в себя сероуглерод или производные сероуглерода, например тиокарбонаты, ксантаты и их смеси и, возможно, одно или более из следующих соединений: сероводород, серу, диоксид углерода, углеводороды и их смеси.
В некоторых вариантах осуществления подходящим способом получения сероуглеродного состава является способ, раскрытый в находящейся одновременно на рассмотрении патентного ведомства публикации патентной заявки США с серийным номером 11/409436, зарегистрированной 19 апреля 2006 и имеющей номер в досье поверенного ТН2616. Патентная заявка США с серийным номером 11/409436 полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.
В некоторых вариантах осуществления подходящие смешивающиеся агенты стимулированной добычи нефти включают сероуглерод, сероводород, диоксид углерода, октан, пентан, сжиженный нефтяной газ, алифатические С2-С6-углеводороды, азот, дизельное топливо, уайт-спирит, лигроиновый растворитель, растворитель асфальта, керосин, ацетон, ксилол, трихлорэтан или смеси двух или более из этих соединений, и какие-либо другие известные в технике смешивающиеся агенты стимулированной добычи нефти. В некоторых вариантах осуществления подходящие смешивающиеся агенты стимулированной добычи нефти являются агентами, смешивающимися с нефтью в пласте при первом контакте или при множестве контактов.
В некоторых вариантах осуществления несмешивающимися агентами стимулированной добычи нефти могут быть вода в газообразной или жидкой форме, воздух, смеси двух или более их названных веществ, или какие-либо другие известные в технике несмешивающиеся агенты стимулированной добычи нефти. В некоторых вариантах осуществления несмешивающиеся агенты стимулированной добычи нефти не смешиваются с нефтью в пласте при первом контакте или при множестве контактов.
В некоторых вариантах осуществления закаченные а пласт несмешивающиеся и/или смешивающиеся агенты стимулированной добычи нефти могут извлекаться из добываемых нефти и/или газа и повторно закачиваться в пласт.
В некоторых вариантах осуществления нефть, находящаяся в пласте до закачки какого-либо агента стимулированной добычи нефти, имеет вязкость по меньшей мере примерно 100 сПз или по меньшей мере примерно 500 сПз, или по меньшей мере примерно 1000 сПз, или по меньшей мере примерно 2000 сПз, или по меньшей мере примерно 5000 сПз, или по меньшей мере примерно 10000 сПз. В некоторых вариантах осуществления нефть, находящаяся в пласте до закачки какого-либо агента стимулированной добычи нефти, имеет вязкость не выше примерно 5000000 сПз или не выше примерно 2000000 сПз, или не выше примерно 1000000 сПз, или не выше примерно 500000 сПз.
Высвобождение по крайней мере части смешивающегося агента стимулированной добычи нефти и/или других жидкостей и/или газов может быть осуществлено любым известным способом. Одним из подходящих способов является закачка растворителя для стимулированной добычи нефти в одиночный трубопровод в одиночной скважине с последующей выдержкой для пропитки сероуглеродным составом и откачкой по крайней мере части сероуглеродного состава с газом и/или жидкостями. Другой подходящий способ состоит в закачке растворителя для стимулированной добычи нефти в первую скважину с последующей откачкой по крайней мере части сероуглеродного состава с газом и/или жидкостями через вторую скважину. Выбор способа закачки растворителя для стимулированной добычи нефти и/или других жидкостей и/или газов не представляет особой важности.
В некоторых вариантах осуществления растворитель для стимулированной добычи нефти и/или другие жидкости и/или газы могут закачиваться в пласт под давлением в пределах до давления разлома пласта.
В некоторых вариантах осуществления растворитель для стимулированной добычи нефти может смешиваться с нефтью и/или газом в пласте с образованием смеси, которая может добываться из скважины. В некоторых вариантах осуществления некоторое количество растворителя для стимулированной добычи нефти может закачиваться в скважину с последующей закачкой какого-либо другого компонента для продавливания состава через пласт. Для продавливания растворителя для стимулированной добычи нефти через пласт могут, например, использоваться воздух, вода в жидкой или паровой форме, диоксид углерода, другие газы, другие жидкости и/или их смеси.
В некоторых вариантах осуществления растворитель для стимулированной добычи нефти может быть нагрет перед его закачкой в пласт для снижения вязкости текущих сред в пласте, например тяжелых масел, парафинов, асфальтенов и т.д.
В некоторых вариантах осуществления с целью снижения вязкости текущих сред в пласте находящийся в пласте растворитель для стимулированной добычи нефти может нагреваться и/или кипятиться с использованием какой-либо нагретой текучей среды или нагревателя. В некоторых вариантах осуществления для нагрева и/или испарения смешивающегося состава для стимулированной добычи нефти в пласте могут быть использованы нагретая вода и/или водяной пар.
В некоторых вариантах осуществления находящийся в пласте растворитель для стимулированной добычи нефти может нагреваться и/или кипятиться с использованием какого-либо нагревателя. Один из подходящих для этого нагревателей раскрыт в находящейся одновременно на рассмотрении патентного ведомства публикации патентной заявки США с серийным номером 10/693816, зарегистрированной 24 октября 2003 и имеющей номер в досье поверенного ТН2557. Патентная заявка США с серийным номером 10/693816 полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.
В некоторых вариантах осуществления добытые нефть и/или газ могут транспортироваться на нефтеперерабатывающий завод и/или на какую-либо перерабатывающую установку. Нефть и/или газ могут перерабатываться с получением промышленных продуктов, таких как моторные топлива, например бензин и дизельное топливо, отопительное топливо, смазочные материалы, химические реактивы и/или полимеры. Переработка может включать в себя перегонку и/или фракционную перегонку нефти и/или газа с получением одной или более дистиллятных фракций. В некоторых вариантах осуществления нефть и/или газ, или одна или более дистиллятных фракций могут подвергаться одному или более из следующих процессов: каталитическому крекингу, гидрокрекингу, коксованию, термическому крекингу, перегонке, реформингу, полимеризации, изомеризации, алкилированию, созданию смесей и деасфальтизации.
Примеры
Начальные условия испытаний включали:
- Общий объем 40,0 мл (CS2+вода+ПАВ)
- Объемная доля CS2 перед сдвиговым деформированием 75%
- 3% (вес/объем) NaCl рассола
- 1% (об/об) концентрация ПАВ в расчете на общий объем (CS2+водная фаза)
- Температура приготовления эмульсии 23°С
- Возрастающие скорости вращения гомогенизатора от 500 до 10000 об/мин
- Визуальное изучение стойкости непосредственно после сдвигового деформирования
3.2 Результаты
Результаты представлены в приведенной ниже таблице.
| Таблица 1. | |||||
| Экспериментальные результаты для фракций эмульсионной фазы, измеренные непосредственно после сдвига с использованием экспериментальных параметров, описанных в секции 3.1. Эмульсии были приготовлены с четырьмя разными скоростями сдвига | |||||
| ПАВ | Фазовая объемная фракция после сдвигового деформирования в течение 5 мин при разных об/мин | ||||
| 500 об/мин | 2350 об/мин | 6700 об/мин | 10600 об/мин | ||
| Igepal CA 630 | Свободный рассол= | 0% | |||
| Эмульсия= | 0% | 0% | 0% | ||
| Свободный СS2= | 26% | 50% | 90% | 98% | |
| 74% | 50% | 10% | 2% | ||
| Plurafac D25 | Свободный рассол= | 0% | |||
| Эмульсия= | 0% | 0% | 0% | ||
| Свободный СS2= | 33% | 31% | 38% | 38% | |
| 67% | 69% | 62% | 62% | ||
| Tergitol 15-S-5 | Свободный рассол= | 0% | |||
| Эмульсия= | 0% | 0% | 0% | ||
| Свободный СS2= | 35% | 74% | 94% | 95% | |
| 65% | 26% | 6% | 5% | ||
| Neodol 1-12 | Свободный рассол= | 0% | |||
| Эмульсия= | 0% | 0% | 0% | ||
| Свободный СS2= | 33% | 61% | 83% | 98% | |
| 67% | 39% | 17% | 2% | ||
| Neodol 5-20 | Свободный рассол= | 0% | |||
| Эмульсия= | 0% | 0% | 0% | ||
| Свободный СS2= | 25% | 35% | 38% | 38% | |
| 75% | 65% | 62% | 62% | ||
| Таблица 2 | |||||
| Экспериментальные результаты для второго цикла CS2-эмульсионных систем с высоким внутренним фазовым отношением, измеренные непосредственно после сдвигового деформирования. Испытания проводили с использованием низкой концентрации ПАВ, 0,5 об %, при установленной скорости вращения 10600 об/мин | |||||
| ПАВ | Объемная доля CS2 перед сдвиговым деформированием | ||||
| 75% | 85% | 87,50% | 90% | ||
| Igepal CA 630 | Свободный рассол= | 0% | но | но | 0% |
| Эмульсия= | 57% | но | но | 19% | |
| Свободный CS2= | 43% | но | но | 81% | |
| Tergitol 15-S-5 | Свободный рассол= | 0% | 0% | но | но |
| Эмульсия= | 92% | 28% | но | но | |
| Свободный CS2= | 11% | 72% | но | но | |
| Neodol 5-20 | Свободный рассол= | 0% | 0% | 0% | 0% |
| Эмульсия= | 98% | 88% | 98% | 33% | |
| Свободный CS2= | 2% | 12% | 2% | 67% | |
| но - не определено | |||||
Результаты по стабильности для эмульсий Neodol 1-12 с высоким фазовым отношением
Систематические исследования стабильности эмульсий CS2 в растворителе с высоким внутренним фазовым отношением были повторены с Neodol 1-12 для следующих переменных:
- Объемная доля CS2 перед сдвиговым деформированием
- Концентрация ПАВ
- Концентрация соли в растворе
- Данные по короткосрочной и долгосрочной стабильности
В таблице 2 представлены результаты по стабильности эмульсий Neodol 1-12 с, измеренной непосредственно после испытания и через определенное время с использованием описанных выше переменных.
| Таблица 3 | ||||||||
| Экспериментальные результаты для эмульсий Neodol 1-12 с высоким внутренним фазовым отношением при разных объемных долях CS2. | ||||||||
| Условия | Объемная доля CS2 перед сдвиговым деформированием | |||||||
| 75 об % CS2 | 85 об% CS2 | 87,5 об % CS2 | 88,75 об% CS2 | |||||
| Непоср. стабильность | Через t час | Непоср. стабильность | Через t час | Непоср. стабильность | Через 80 час | Непоср. стабильность | ||
| 3% (вес/об) NaCl Конц-ия 0,5 об % Стабильность через t=72 час | Свободный рассол= | 0% | 1,1% | но | но | но | НО | но |
| Эмульсия= | 98% | 88% | но | но | но | НО | но | |
| Свободный CS2= | 2% | 3% | но | но | но | но | но | |
| Внутр. отношение CS2*= | 74% | 84% | но | но | но | но | но | |
| 3% (вес/об) NaCl Конц-ия 0,5 об % | Свободный рассол= | 0% | 10% | 0% | 5% | 0% | 4% | но |
| Эмульсия= | 98% | 89% | 99% | 94% | 98% | 94% | но | |
| Стабильность через t=12 час | Свободный CS2= | 2% | 1% | 1% | 1% | 2% | 2% | но |
| Внутр. отношение CS2= | 74% | 83% | 85% | 89% | 87% | 91% | но | |
| 1,5% (вес/об) NaCI Конц-ия 0,5 об % Стабильность через t=80 час | Свободный рассол= | но | но | но | но | 0% | 4% | 0% |
| Эмульсия= | но | но | но | но | 99% | 95% | 43% | |
| Свободный CS2= | но | но | но | но | 1% | 1% | 57% | |
| Внутр. отношение CS2= | но | но | но | но | 87% | 89% | 74% | |
| Деионизованная вода Конц-ия 0,5 об % Стабильность через t=80 час | Свободный рассол= | но | но | но | но | 0% | 4% | но |
| Эмульсия= | но | но | но | но | 44% | 40% | но | |
| Свободный CS2= | но | но | но | но | 58% | 56% | но | |
| Внутр. отношение CS2= | но | но | но | но | 72% | 79% | но | |
| 1,5% (вес/об) NaCI Конц-ия 0,4 об % | Свободный рассол= | но | но | но | но | 0% | но | но |
| Эмульсия= | но | но | но | но | 43% | но | но | |
| Свободный CS2= | но | но | но | но | 57% | но | но | |
| Внутр. отношение CS2= | но | но | но | но | 71% | но | но | |
| 3% (вес/об) NaCI Конц-ия 0,4 об % | Свободный рассол= | но | но | но | но | 0% | но | но |
| Эмульсия= | но | но | но | но | 33% | но | но | |
| Свободный CS2= | но | но | но | но | 67% | но | но | |
| Внутр. отношение CS2= | но | но | но | но | 62% | но | но | |
| Морская вода Конц-ия 0,4 об % | Свободный рассол= | но | но | но | но | 0% | но | но |
| Эмульсия= | но | но | но | но | 34% | но | но | |
| Свободный CS2= | но | но | но | но | 66% | но | но | |
| Внутр. отношение CS2= | но | но | но | но | 63% | но | но | |
| но - не определено *примечание: внутреннее отношение CS2 определено для эмульсионной фракции |
||||||||
Иллюстративные варианты осуществления
В одном из вариантов осуществления раскрыта система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающая источник смешивающегося растворителя; устройство для получения эмульсии, предназначенное для производства эмульсии, содержащей смешивающийся растворитель; устройство для хранения эмульсии, предназначенное для хранения по меньшей мере примерно 5000 галлонов эмульсии; первый ряд скважин, распределенных над пластом; второй ряд скважин, распределенных над пластом; в которой первый ряд скважин содержит средство для закачки в пласт смешивающегося растворителя и/или эмульсии, в то время как второй ряд скважин содержит средство для добычи из пласта нефти и/или газа. В некоторых вариантах осуществления смешивающийся растворитель содержит сероуглерод, а источник смешивающегося растворителя содержит источник серы и источник углерода и имеет по меньшей мере один реактор для производства сероуглерода из источника серы и источника углерода. В некоторых вариантах осуществления источник серы включает сероводород. В некоторых вариантах осуществления источник углерода включает по меньшей мере один из следующих материалов: C15 и более тяжелые углеводороды, нефтяные углеводороды, битум и природный газ. В некоторых вариантах осуществления эмульсия содержит от примерно 50 до примерно 99 об % смешивающегося растворителя. В некоторых вариантах осуществления эмульсия содержит от примерно 1 до примерно 50 об % воды. В некоторых вариантах осуществления эмульсия содержит от примерно 0,025 до примерно 30 об % поверхностно-активного вещества. В некоторых вариантах осуществления поверхностно-активное вещество включают по меньшей мере одно из следующих: анионные, катионные, неионные, цвиттер-ионные ПАВ и их смеси. В некоторых вариантах осуществления эмульсия хранится в течение периода не менее одной недели. В некоторых вариантах осуществления система также включает в себя средство для разрушения эмульсии, соединенное с устройством для хранения эмульсии и первым рядом скважин.
В одном из вариантов осуществления раскрыта система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающая источник смешивающегося растворителя; устройство для получения эмульсии, предназначенное для производства эмульсии, содержащей смешивающийся растворитель; устройство для транспортирования эмульсии, предназначенное для транспортирования эмульсии на расстояние не менее примерно 10 км до подземного пласта; первый ряд скважин, распределенных над пластом; второй ряд скважин, распределенных над пластом; в которой первый ряд скважин включает средство для закачки в пласт смешивающегося растворителя и/или эмульсии, в то время как второй ряд скважин включает средство для добычи из пласта нефти и/или газа. В некоторых вариантах осуществления смешивающийся растворитель содержит сероуглерод, В некоторых вариантах осуществления смешивающийся растворитель содержит сероуглерод и при этом источник сероуглерода содержит источник серы и источник углерода и при этом имеет по меньшей мере один реактор для производства сероуглерода из источника серы и источника углерода. В некоторых вариантах осуществления источник серы содержит сероводород. В некоторых вариантах осуществления источник углерода содержит по меньшей мере один из следующих материалов: С15 и более тяжелые углеводороды, нефтяные углеводороды, битум и природный газ. В некоторых вариантах осуществления эмульсия содержит от примерно 50 до примерно 99 об % смешивающегося растворителя. В некоторых вариантах осуществления эмульсия содержит от примерно 1 до примерно 50 об % воды. В некоторых вариантах осуществления эмульсия содержит от около 0,025 до около 30 об % ПАВ. В некоторых вариантах осуществления ПАВ включает по меньшей мере одно из следующих: анионные, катионные, неионные, цвиттер-ионные ПАВ и их смеси. В некоторых вариантах осуществления эмульсия хранится в течение периода не менее одной недели вблизи первого ряда скважин. В некоторых вариантах осуществления система также включает в себя разрушитель эмульсии, расположенный рядом с подземным пластом и соединенный с первым рядом скважин.
Специалисты должны понимать, что в составляющих частях раскрытых вариантов осуществления изобретения, конфигурациях, материалах и способах возможны многочисленные модификации и изменения без отступления от их сути и объема. Соответственным образом, объем прилагаемой ниже формулы изобретения и его функциональные эквиваленты не должны быть ограничены конкретными описанными и проиллюстрированными вариантами осуществления, поскольку они по своей природе являются всего лишь иллюстративными.
Claims (10)
1. Система для добычи нефти из подземного пласта, включающая:
источник смешивающегося растворителя, содержащего сероуглерод;
устройство для получения эмульсии, предназначенное для производства эмульсии, содержащей указанный смешивающийся растворитель;
устройство для хранения эмульсии, предназначенное для хранения по меньшей мере около 5000 галлонов эмульсии;
первый ряд скважин, распределенных над пластом;
второй ряд скважин, распределенных над пластом;
средство для разрушения эмульсии, соединенное с устройством для хранения эмульсии и первым рядом скважин;
в которой первый ряд скважин включает средство для закачки в пласт указанного смешивающегося растворителя, в то время как второй ряд скважин включает средство для добычи из пласта нефти.
источник смешивающегося растворителя, содержащего сероуглерод;
устройство для получения эмульсии, предназначенное для производства эмульсии, содержащей указанный смешивающийся растворитель;
устройство для хранения эмульсии, предназначенное для хранения по меньшей мере около 5000 галлонов эмульсии;
первый ряд скважин, распределенных над пластом;
второй ряд скважин, распределенных над пластом;
средство для разрушения эмульсии, соединенное с устройством для хранения эмульсии и первым рядом скважин;
в которой первый ряд скважин включает средство для закачки в пласт указанного смешивающегося растворителя, в то время как второй ряд скважин включает средство для добычи из пласта нефти.
2. Система по п.1, в которой источник смешивающегося растворителя содержит источник серы и источник углерода, а также по меньшей мере один реактор для производства сероуглерода из источника серы и источника углерода.
3. Система по п.2, в которой источник серы содержит сероводород.
4. Система по п.2, в которой источник углерода включает в себя по меньшей мере один из следующих материалов: C15 и более тяжелые углеводороды, нефтяные углеводороды, битум и природный газ.
5. Система по п.1, в которой эмульсия содержит от около 50 до около 99 об % смешивающегося растворителя.
6. Система по п.1, в которой эмульсия содержит от около 1 до около 50 об % воды.
7. Система по п.1, в которой эмульсия содержит от около 0,025 до около 30 об % поверхностно-активного вещества - ПАВ.
8. Система по п.7, в которой поверхностно-активное вещество включает в себя по меньшей мере одно из следующих: анионные, катионные, неионные, цвиттер-ионные ПАВ и их смеси.
9. Система по п.1, в которой предусмотрено хранение эмульсии в течение периода не менее одной недели.
10. Система по п.1, дополнительно включающая устройство для транспортирования эмульсии, предназначенное для транспортирования эмульсии на расстояние не менее примерно 10 км до подземного пласта.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US98884807P | 2007-11-19 | 2007-11-19 | |
| US60/988,848 | 2007-11-19 | ||
| PCT/US2008/083851 WO2009067423A1 (en) | 2007-11-19 | 2008-11-18 | Producing oil and/or gas with emulsion comprising miscible solvent |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010125280A RU2010125280A (ru) | 2011-12-27 |
| RU2515673C2 true RU2515673C2 (ru) | 2014-05-20 |
Family
ID=40474770
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010125280/03A RU2515673C2 (ru) | 2007-11-19 | 2008-11-18 | Система для добычи нефти с помощью эмульсии, содержащей смешивающийся растворитель |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9057257B2 (ru) |
| CN (1) | CN101861443A (ru) |
| CA (1) | CA2705199A1 (ru) |
| RU (1) | RU2515673C2 (ru) |
| WO (1) | WO2009067423A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109992836A (zh) * | 2019-03-05 | 2019-07-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 适应不同油藏需求的粘弹性颗粒驱油剂高效选择方法 |
| RU2704402C1 (ru) * | 2018-11-30 | 2019-10-28 | Отто Гуйбер | Установка для хранения и дозированной подачи рабочих агентов в продуктивный пласт |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2696638C (en) | 2010-03-16 | 2012-08-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Use of a solvent-external emulsion for in situ oil recovery |
| CA2705643C (en) | 2010-05-26 | 2016-11-01 | Imperial Oil Resources Limited | Optimization of solvent-dominated recovery |
| NO20170525A1 (en) * | 2016-04-01 | 2017-10-02 | Mirade Consultants Ltd | Improved Techniques in the upstream oil and gas industry |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3732166A (en) * | 1969-12-17 | 1973-05-08 | Petrolite Corp | Process of cleaning wells with carbon disulfide emulsions |
| SU1464552A1 (ru) * | 1987-04-08 | 1997-10-27 | Башкирский государственный университет им.40-летия Октября | Способ разработки нефтяной и нефтегазовой залежи |
| RU2117753C1 (ru) * | 1996-12-19 | 1998-08-20 | Государственная академия нефти и газа им.И.М.Губкина | Способ разработки нефтяных месторождений |
Family Cites Families (102)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA738784A (en) | 1966-07-19 | M. Sarem Amir | Solvent recovery of oil wells | |
| 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 |
| 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 |
| US3250595A (en) | 1962-07-12 | 1966-05-10 | Fmc Corp | Method of producing carbon bisulfide |
| 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 |
| US3393733A (en) | 1966-08-22 | 1968-07-23 | Shell Oil Co | Method of producing wells without plugging of tubing string |
| 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 |
| US3454095A (en) * | 1968-01-08 | 1969-07-08 | Mobil Oil Corp | Oil recovery method using steam stimulation of subterranean formation |
| US3537520A (en) * | 1968-08-21 | 1970-11-03 | Union Oil Co | Flooding process for the recovery of oil |
| US3581821A (en) | 1969-05-09 | 1971-06-01 | Petra Flow Inc | Cryothermal process for the recovery of oil |
| US3700594A (en) * | 1969-12-17 | 1972-10-24 | Petrolite Corp | Carbon disulfide emulsions |
| 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 |
| US3664419A (en) * | 1970-07-22 | 1972-05-23 | Union Oil Co | Oil recovery method using crude oil base soluble oil compositions |
| 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 |
| US3769209A (en) * | 1971-04-12 | 1973-10-30 | Union Oil Co | Soluble oil additive concentrate |
| US3724552A (en) * | 1971-11-01 | 1973-04-03 | Mobil Oil Corp | Well treating method to remove paraffin deposition |
| 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 |
| 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 |
| US3840073A (en) | 1973-05-04 | 1974-10-08 | 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 |
| US3838738A (en) | 1973-05-04 | 1974-10-01 | Texaco Inc | Method for recovering petroleum from viscous petroleum containing formations including tar sands |
| US3822748A (en) | 1973-05-04 | 1974-07-09 | Texaco Inc | Petroleum recovery process |
| US4011908A (en) * | 1973-07-05 | 1977-03-15 | Union Oil Company Of California | Micellar flooding process for recovering oil from petroleum reservoirs |
| 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 |
| US4603154A (en) * | 1983-02-16 | 1986-07-29 | Marathon Oil Company | Method for preparing dilute polymer solutions |
| GB2136034B (en) | 1983-09-08 | 1986-05-14 | Zakiewicz Bohdan M Dr | Recovering hydrocarbons from mineral oil deposits |
| US4727937A (en) | 1986-10-02 | 1988-03-01 | Texaco Inc. | Steamflood process employing horizontal and vertical wells |
| 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 |
| 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 |
| US5065821A (en) | 1990-01-11 | 1991-11-19 | Texaco Inc. | Gas flooding with horizontal and vertical wells |
| US5014784A (en) | 1990-01-26 | 1991-05-14 | Texaco Inc. | Steamflooding in multi layered reservoirs |
| CA2012071C (en) * | 1990-03-13 | 1994-03-08 | Theo J. W. Bruijn | Upgrading oil emulsions with carbon monoxide or synthesis gas |
| 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 |
| US5247994A (en) * | 1990-10-01 | 1993-09-28 | Nenniger John E | Method of stimulating oil wells |
| 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 |
| US5614476A (en) | 1994-12-21 | 1997-03-25 | Entek Corporation | Method for reducing the crystallization temperature of a carbon disulfide precursor-containing solution and resulting compositions |
| 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. |
| US5826656A (en) | 1996-05-03 | 1998-10-27 | Atlantic Richfield Company | Method for recovering waterflood residual oil |
| 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 |
| GB9706044D0 (en) | 1997-03-24 | 1997-05-14 | Davidson Brett C | Dynamic enhancement of fluid flow rate using pressure and strain pulsing |
| US7644759B2 (en) | 1997-03-24 | 2010-01-12 | Wavefront Energy & Environmental Services Inc. | Enhancement of flow rates through porous media |
| 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 |
| GB0210684D0 (en) | 2002-05-10 | 2002-06-19 | Univ Belfast | Methods of carbon disulfide treatment |
| CA2503394C (en) | 2002-10-24 | 2011-06-14 | Shell Canada Limited | Temperature limited heaters for heating subsurface formations or wellbores |
| 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 |
| US7426959B2 (en) * | 2005-04-21 | 2008-09-23 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| JP4664364B2 (ja) | 2005-07-29 | 2011-04-06 | 富士通株式会社 | 遅延調整装置 |
| BRPI0710598A2 (pt) | 2006-04-27 | 2011-08-16 | Shell Int Research | sistema e método para produzir petróleo e/ou gás |
| WO2007131977A1 (en) | 2006-05-16 | 2007-11-22 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | A process for the manufacture of carbon disulphide |
| EP2018349A1 (en) | 2006-05-16 | 2009-01-28 | 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
- 2008-11-18 RU RU2010125280/03A patent/RU2515673C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-11-18 US US12/743,317 patent/US9057257B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-11-18 CN CN200880116620A patent/CN101861443A/zh active Pending
- 2008-11-18 WO PCT/US2008/083851 patent/WO2009067423A1/en active Application Filing
- 2008-11-18 CA CA2705199A patent/CA2705199A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3732166A (en) * | 1969-12-17 | 1973-05-08 | Petrolite Corp | Process of cleaning wells with carbon disulfide emulsions |
| SU1464552A1 (ru) * | 1987-04-08 | 1997-10-27 | Башкирский государственный университет им.40-летия Октября | Способ разработки нефтяной и нефтегазовой залежи |
| RU2117753C1 (ru) * | 1996-12-19 | 1998-08-20 | Государственная академия нефти и газа им.И.М.Губкина | Способ разработки нефтяных месторождений |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2704402C1 (ru) * | 2018-11-30 | 2019-10-28 | Отто Гуйбер | Установка для хранения и дозированной подачи рабочих агентов в продуктивный пласт |
| CN109992836A (zh) * | 2019-03-05 | 2019-07-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 适应不同油藏需求的粘弹性颗粒驱油剂高效选择方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20110272137A1 (en) | 2011-11-10 |
| US9057257B2 (en) | 2015-06-16 |
| CA2705199A1 (en) | 2009-05-28 |
| CN101861443A (zh) | 2010-10-13 |
| RU2010125280A (ru) | 2011-12-27 |
| WO2009067423A1 (en) | 2009-05-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2494233C2 (ru) | Система и способ добычи нефти и/или газа | |
| US8511384B2 (en) | Methods for producing oil and/or gas | |
| US8136590B2 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| MX2009001431A (es) | Metodos para producir combustible y/o gas. | |
| US8869891B2 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| RU2515673C2 (ru) | Система для добычи нефти с помощью эмульсии, содержащей смешивающийся растворитель | |
| WO2010009115A1 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| CA2766188C (en) | Method of transporting fluids and reducing the total acid number | |
| AU2009271072B2 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| US8528645B2 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| RU2525406C2 (ru) | Система и способ добычи нефти и/или газа | |
| EP2318648A1 (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: 20151119 |