CN101861445A - 生产油和/或气的系统与方法 - Google Patents
生产油和/或气的系统与方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN101861445A CN101861445A CN200880116626A CN200880116626A CN101861445A CN 101861445 A CN101861445 A CN 101861445A CN 200880116626 A CN200880116626 A CN 200880116626A CN 200880116626 A CN200880116626 A CN 200880116626A CN 101861445 A CN101861445 A CN 101861445A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- stratum
- well
- oil recovery
- oil
- carbon disulfide
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 72
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 141
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 78
- 238000009472 formulation Methods 0.000 claims abstract description 56
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 41
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 22
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 232
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical group S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 184
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 71
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 67
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 53
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 36
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 35
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 28
- 238000009418 renovation Methods 0.000 claims description 25
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 20
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 claims description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 19
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 14
- -1 sulphur compound Chemical class 0.000 claims description 12
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 11
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 10
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 9
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 8
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 5
- QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N carbon disulfide-14c Chemical compound S=[14C]=S QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N 0.000 claims description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 5
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 5
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 4
- UOCLXMDMGBRAIB-UHFFFAOYSA-N 1,1,1-trichloroethane Chemical class CC(Cl)(Cl)Cl UOCLXMDMGBRAIB-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
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 3
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 3
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims description 3
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 3
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 abstract description 14
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 20
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 12
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 12
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 11
- 235000010269 sulphur dioxide Nutrition 0.000 description 8
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 5
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 5
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 4
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 3
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 1-benzothiophene Chemical compound C1=CC=C2SC=CC2=C1 FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N Thiophene Chemical compound C=1C=CSC=1 YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 1
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 150000001722 carbon compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N cobalt molybdenum Chemical compound [Co].[Co].[Mo] WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N dibenzothiophene Chemical class C1=CC=C2C3=CC=CC=C3SC2=C1 IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 150000002019 disulfides Chemical class 0.000 description 1
- ZOOODBUHSVUZEM-UHFFFAOYSA-N ethoxymethanedithioic acid Chemical compound CCOC(S)=S ZOOODBUHSVUZEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N pyrite Chemical compound [Fe+2].[S-][S-] NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052683 pyrite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011028 pyrite Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 229930192474 thiophene Natural products 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
- E21B43/162—Injecting fluid from longitudinally spaced locations in injection well
-
- 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
-
- 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
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
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
一种用于从地下地层生产油和/或气的系统，所述系统包括：分散在地层之上的第一井阵列；分散在地层之上的第二井阵列；其中在第一时间段内，第一井阵列包括将混溶性强化油采收制剂注入地层中的装置，而第二井阵列包括从地层生产油和/或气的装置；和在第二时间段将地层中的至少一部分混溶性强化油采收制剂转化为另一种化合物的设备。
Description
技术领域
本公开内容涉及生产油和/或气的系统与方法。
背景技术
强化油采收(EOR)可以用于增大世界范围的田场中的油采收。存在3种主要类型的EOR(热、化学/聚合物和气体注入)可用于增大从储层的油采收，超出通过常规方法可以实现的-可能延长田场的寿命和增大油采收率。
热强化采收通过向储层加入热量而发挥作用。最广泛实施的形式是蒸汽驱油，其降低油的粘度使得它可以流向生产井。化学驱油通过降低截留剩余油的毛细管力而增强采收。聚合物驱油增大了注入水的驱扫效率。混注以与化学驱油相似的方式发挥作用。通过注入与油混溶的流体，可以采收截留的剩余油。
参考图1，其中图示了现有技术系统100。系统100包括地下地层102、地下地层104、地下地层106和地下地层108。生产设施110在地面提供。井112穿过地层102和104，和在地层106中终止。在114显示地层106的一部分。油和气通过井112从地层106中产出至生产设施110。气体和液体互相分离，气体储存在气体储存器116中和液体储存在液体储存器118中。
美国专利号5,826,656公开了一种用于通过至少一口井从地面穿入水驱油后的载油地下地层采收水驱剩余油的方法，该方法包括：将可与油混溶的溶剂通过已完成的用于将可与油混溶的溶剂注入载油地层的较低部分中的井注入载油地下地层的水驱剩余载油较低部分中；持续将可与油混溶的溶剂注入载油地层的较低部分中等于至少一周的时间；重新完成用于从载油地层的较高部分生产一定量的可与油混溶的溶剂和一定量的水驱剩余油的井；和从载油地层的较高部分生产一定量的可与油混溶的溶剂和水驱剩余油。所述地层之前可以是同时进行过水驱油和可与油混溶的溶剂驱油的。可将溶剂通过水平井注入和可通过多个已完成的用于从载油地层的较高部分生产油和溶剂的井采收溶剂和油。美国专利号5,826,656全文经此引用并入本文。
同时待审的美国专利申请公开号2006/0254769(公开日为2006年11月16日，代理人案卷号为TH2616)公开了一种系统，所述系统包括：从地下地层采收油和/或气的装置，所述油和/或气包含一种或多种硫化合物；将来自采收的油和/或气的至少一部分硫化合物转化成二硫化碳制剂的装置；和将至少一部分二硫化碳制剂释放入地层中的装置。美国专利申请公布号2006/0254769全文经此引用并入本文。
WO国际公开号03/095118A1公开了一种通过用铁接触土壤来修复二硫化碳污染的土壤的方法。WO国际公开号03/095118A1全文经此引用并入本文。
本领域需要用于强化油采收的改进系统和方法。本领域还需要使用溶剂(例如通过降低粘度、化学作用和混相驱油)强化油采收的改进系统和方法。本领域还需要用于溶剂混相驱油的改进系统和方法。本领域还需要在混相驱油之后用于回收溶剂的改进系统和方法。本领域需要在混相溶剂驱油操作之后对地层进行修复。
发明内容
在一个方面，本发明提供了用于从地下地层生产油和/或气的系统，所述系统包括：分散在地层之上的第一井阵列；分散在地层之上的第二井阵列；其中在第一时间段内，第一井阵列包括将混溶性强化油采收制剂注入地层中的装置，而第二井阵列包括从地层生产油和/或气的装置；和在第二时间段将地层中的至少一部分混溶性强化油采收制剂转化为另一种化合物的设备。
在另一个方面，本发明提供了用于生产油和/或气的方法，所述方法包括：在第一时间段通过第一井向地层中注入二硫化碳制剂；在第一时间段通过第二井从地层生产油和/或气；和当从地层生产油和/或气完成时原位将至少一部分二硫化碳制剂转化为另一种化合物。
本发明的优点包括下述的一个或多个：
使用溶剂强化从地层采收烃的改进系统和方法。
使用含混溶性溶剂的流体强化从地层采收烃的改进系统和方法。
用于二次烃采收的改进组合物和/或技术。
强化油采收的改进系统和方法。
使用混溶性溶剂强化油采收的改进系统和方法。
使用可与油就地混溶的化合物强化油采收的改进系统和方法。
用于回收可与油就地混溶的化合物的改进系统和方法。
用于修复已经利用可以与油就地混溶的化合物驱油的地层的改进系统和方法。
附图说明
图1示出了油和/或气的生产系统。
图2a示出了井网。
图2b和2c示出了在提高油采收过程期间图2a的井网。
图3a-3c示出了油和/或气的生产系统。
具体实施方式
图2a：
在一些实施方案中，参考图2a，其中图示了井的阵列200。阵列200包括井组202(用水平线表示)和井组204(用对角线表示)。
井组202中的每口井与井组202中的相邻井之间具有水平距离230。井组202中的每口井与井组202中的相邻井之间具有垂直距离232。
井组204中的每口井与井组204中的相邻井之间具有水平距离236。井组204中的每口井与井组204中的相邻井之间具有垂直距离238。
井组202中的每口井与井组204中的相邻井之间具有距离234。井组204中的每口井与井组202中的相邻井之间具有距离234。
井组202中的每口井可以被井组204中的4口井所围绕。井组204中的每口井可以被井组202中的4口井所围绕。
水平距离230是约5-约1000米，或约10-约500米，或约20-约250米，或约30-约200米，或约50-约150米，或约90-约120米，或约100米。
垂直距离232可以是约5-约1000米，或约10-约500米，或约20-约250米，或约30-约200米，或约50-约150米，或约90-约120米，或约100米。
水平距离236可以是约5-约1000米，或约10-约500米，或约20-约250米，或约30-约200米，或约50-约150米，或约90-约120米，或约100米。
垂直距离238可以是约5-约1000米，或约10-约500米，或约20-约250米，或约30-约200米，或约50-约150米，或约90-约120米，或约100米。
距离234可以是约5-约1000米，或约10-约500米，或约20-约250米，或约30-约200米，或约50-约150米，或约90-约120米，或约100米。
井的阵列200可以具有约10-约1000口井，例如井组202中约5-约500口井，和井组204中约5-约500口井。
井的阵列200可以看成是井组202和井组204作为一片土地上间隔的垂直井的俯视图。井的阵列200可以看成是井组202和井组204作为地层内间隔的水平井的截面侧视图。
可通过任意已知的方法用井的阵列200完成从地下地层采收油和/或气。适合的方法包括海底生产，地面生产，初次、二次或三次生产。对用于从地下地层采收油和/或气的方法的选取不是关键的。
图2b：
在一些实施方案中，参考图2b，其中图示了井的阵列200。阵列200包括井组202(用水平线表示)和井组204(用对角线表示)。
在一些实施方案中，可以将混溶性强化油采收剂注入井组204中，和可以从井组202采收油。如图所示，混溶性强化油采收剂具有注入分布208，和油采收分布206产出至井组202。
可以将混溶性强化油采收剂注入井组202中，和可以从井组204采收油。如图所示，混溶性强化油采收剂具有注入分布206，和油采收分布208产出至井组204。
井组202可用于注入混溶性强化油采收剂，和井组204可用于在第一时间段内从地层产生油和/或气；随后井组204可用于注入混溶性强化油采收剂，和井组202可用于在第二时间段内从地层产生油和/或气，其中第一时间段和第二时间段构成周期。
可进行多个周期，其包括在注入混溶性强化油采收剂和从地层生产油和/或气之间交替井组202和204，其中在第一时间段内一个井组可以用于注入和另一个井组可以用于生产，和随后在第二时间段内将它们交换。
周期可以是约12小时-约1年，或约3天-约6个月，或约5天-约3个月。每个周期可增加时间，例如每个周期可以比之前的周期长约5％-约10％、例如长约8％。
可在周期起始时注入混溶性强化油采收剂或含混溶性强化油采收剂的混合物，和可在周期结束时注入不混溶性强化油采收剂或含不混溶性强化油采收剂的混合物。周期起始可以是周期的首先10％-约80％、周期的首先20％-约60％或周期的首先25％-约40％，和周期结束可以是周期的剩余部分。
图2c：
在一些实施方案中，参考图2c，其中图示了井的阵列200。阵列200包括井组202(用水平线表示)和井组204(用对角线表示)。
可以将混溶性强化油采收剂注入井组204中，和可以从井组202采收油。如图所示，混溶性强化油采收剂具有注入分布208，注入分布208具有与油采收分布206的重叠210，油采收分布206产出至井组202。
可以将混溶性强化油采收剂注入井组202中，和可以从井组204采收油。如图所示，混溶性强化油采收剂具有注入分布206，注入分布206具有与油采收分布208的重叠210，油采收分布208产出至井组204。
为了通过注入分布206将混溶性强化油采收剂回收返回井组202，可以在已经完成从井组204采收油之后，将修复剂注入井组204中。适合的修复剂在下文进行讨论。
为了在混相油驱之后清理地层，可在注入分布206之内原位将混溶性强化油采收剂转化为另一种化合物。用于转化混溶性强化油采收剂的合适的方法讨论如下。
图3a和3b：
在本发明的一些实施方案中，参考图3a和3b，其中图示了系统300。系统300包括地下地层302、地下地层304、地下地层306和地下地层308。设施310可以在地面上进行提供。井312穿过地层302和304，和在地层306中有开孔。地层306的部分314可任选为断裂的和/或多孔的。在初次生产中，来自地层306的油和气可以产出至部分314中，进入井312中，和向上流动至设施310。随后，设施310使气体和液体分离，所述气体可以送至气体处理器316，所述液体可以送至液体储存器318。设施310也包括混溶性强化油采收制剂储存器330。如图3a中所示，混溶性强化油采收制剂可按图示向下的箭头在井312中向下泵送和泵送至地层306中。可留下混溶性强化油采收制剂以在地层中浸泡约1小时-约15天、例如约5-约50小时。
浸泡过后，如图3b中所示，随后可以使所产生的混溶性强化油采收制剂和油和/或气通过井312上升返回到设施310。设施310可以适合于分离和/或循环混溶性强化油采收制剂，例如通过使制剂沸腾、冷凝、过滤或反应，随后将制剂再次注入井312中例如通过重复图3a和3b中所示的浸泡周期约2-约5次。
在一些实施方案中，可在低于地层断裂压力下、例如断裂压力的约40％-约90％下将混溶性强化油采收制剂泵送至地层306中。
图3a中所示的注入地层306中的井312可表示井组202中的井，和图3b中所示的从地层306生产的井312可表示井组204中的井。
如图3a中所示注入地层306中的井312可表示井组204中的井，和如图3b中所示的从地层306生产的井312可表示井组202中的井。
为了从地层306将混溶性强化油采收剂回收返回至井312，可以在已经完成从地层306采收油之后，将修复剂注入另一个相邻井(未显示)中。适合的修复剂在下文进行讨论。
为了在混相油驱之后清理地层，可在地层306之内原位将混溶性强化油采收剂转化为另一种化合物。用于转化混溶性强化油采收剂的合适的方法讨论如下。
图3c：
在本发明的一些实施方案中，参考图3c，其中图示了系统400。系统400包括地下地层402、地层404、地层406和地层408。生产设施410可以在地面上进行提供。井412穿过地层402和404，和在地层406处有开孔。地层的部分414可任选为断裂的和/或多孔的。当油和气从地层406产出时，其进入部分414，和通过井412向上流动至生产设施410。可分离气体和液体，可将气体送至气体储存器416和可将液体送至液体储存器418。生产设施410可以能够生产和/或储存混溶性强化油采收制剂，所述混溶性强化油采收制剂可在生产/储存器430中产出和储存。可将来自井412的硫化氢和/或其它含硫化合物送至混溶性强化油采收制剂的生产/储存器430。可通过井432将混溶性强化油采收制剂向下泵送至地层406的部分434。混溶性强化油采收制剂穿过地层406以辅助产出油和气，和随后可使混溶性强化油采收制剂、油和/或气全部产出至井412流向生产设施410。随后可例如通过使制剂沸腾、冷凝、过滤或反应、之后将制剂再次注入井432中，从而循环混溶性强化油采收制剂。
在一些实施方案中，可将一定量的混溶性强化油采收制剂或与其它组分混合的混溶性强化油采收制剂注入井432中，随后注入另一组分(例如空气；气体或液体形式的水；与一种或多种盐、聚合物和/或表面活性剂混合的水；二氧化碳；其它气体；其它液体；和/或它们的混合物)以驱使混溶性强化油采收制剂或与其它组分混合的混溶性强化油采收制剂通过地层406。
在一些实施方案中，生产油和/或气的井412可以表示井组202中的井，和用于注入混溶性强化油采收制剂的井432可以表示井组204中的井。
在一些实施方案中，生产油和/或气的井412可以表示井组204中的井，和用于注入混溶性强化油采收制剂的井432可以表示井组202中的井。
为了从地层406将混溶性强化油采收剂回收返回至井432，可以在已经完成从地层406和井412采收油之后，将修复剂注入井412中。适合的修复剂在下文进行讨论。
为了在混相油驱之后清理地层，可在地层406之内原位将混溶性强化油采收剂转化为另一种化合物。用于转化混溶性强化油采收剂的合适的方法讨论如下。
修复剂：
适合的修复剂包括液体或蒸气形式的水、泡沫、含水表面活性剂溶液、含水聚合物溶液、二氧化碳、天然气和/或其它烃以及它们的混合物。
在一个实施方案中，适合的修复剂包括含水表面活性剂溶液。适合的含水表面活性剂溶液公开在美国专利No.3,943,160、美国专利No.3,946,812、美国专利No.4,077,471、美国专利No.4,216,079、美国专利No.5,318,709、美国专利No.5,723,423、美国专利No.6,022,834、美国专利No.6,269,881和Wellington等人的“LowSurfactant Concentration Enhanced Waterflooding”，Society ofPetroleum Engineers，1995中，上述文献经此引用全部并入本文。
如上所述，修复剂可以在混溶性溶剂驱油过程完成后引入地层中以生产尽可能多的混溶性溶剂。
原位转化：
在一些实施方案中，在增强的油采收操作完成之后和在可选的修复剂驱油操作之后在地层中剩余的任何混溶性溶剂可以被原位(在地层内)转化为不同的化合物。
铁硫化物的形成：
在一个实例中，混溶性溶剂可以包括二硫化碳制剂。该二硫化碳可例如通过添加氧气、水、蒸汽、过氧化物和/或热量在地层内水解成硫化氢。可选地，诸如氧化铝和/或二氧化钛的一种或多种催化剂可以例如在溶液中、作为粉末、或作为在水或其它流体中的悬浮物引入到地层中，以催化从二硫化碳到硫化氢的反应。
然后，硫化氢可与地层中的铁、氧化铁和/或其它含铁化合物反应以形成铁硫化物例如黄铁矿。
二硫化碳可通过任何反应或机理转化为硫化氢。对反应或机理的选择并不是关键的。使二硫化碳水解成硫化氢的一种合适的机理是已知的反应，它具有反应式：
CS2+2H2O→2H2S+CO2 (式1)
硫化氢可通过任何反应或机理转化为铁硫化物。对反应或机理的选择并不是关键的。使硫化氢转化为铁硫化物的一种合适的机理是已知的反应，它具有反应式：
4H2S+Fe2O3+1/2O2→2FeS2+4H2O (式2)
为加速将硫化氢转化成铁硫化物，可向地层中加入热量、加入过量的氧气和加入合适的催化剂。
氧化反应：
在一个实例中，混溶性溶剂可包括酒精和/或诸如天然气、丙烷、丁烷和/或戊烷的烃。该混溶性溶剂可以例如通过添加氧气、蒸汽、过氧化物和/或热量在地层内就地燃烧为主要是水和二氧化碳。
在另一实例中，混溶性溶剂可包括二硫化碳制剂。该二硫化碳可以例如通过添加氧气、过氧化物和/或热量在地层中燃烧或氧化成二氧化硫。
二硫化碳可通过任何反应或机理氧化。对反应或机理的选择并不是关键的。使二硫化碳氧化成二氧化硫的一种合适的机理是已知的反应，它具有反应式：
CS2+3O2→2SO2+CO2(式3)
然后，二氧化硫可以存储在地层中、从一口或多口井中采收和/或转化为一种或多种其它化合物。
硫的形成：
在一个实例中，混溶性溶剂可包括二硫化碳制剂。如上所述，一部分二硫化碳可以例如通过添加氧气、过氧化物和/或热量在地层内燃烧或氧化为二氧化硫。如上所述，另一部分二硫化碳可以例如通过添加水、蒸汽、和/或热量在地层内水解。
二硫化碳可通过任何反应或机理转化为硫。对反应或机理的选择并不是关键的。形成硫的一种合适的机理是已知的Claus反应，它具有反应式：
SO2+2H2S→2H2O+3S(式4)
然后，硫可以存储在地层中、从一口或多口井中采收和/或转化为一种或多种其它化合物。
硫形成反应的速度可以通过添加热量和一种或多种催化剂例如氧化铝、铝土矿、钴-钼和/或二氧化钛而提高。
替换实施方案：
在一些实施方案中，可以将油和/或气从地层采收入井中，和使其流过井和出油管线至设施。在一些实施方案中，可以通过使用试剂例如蒸汽、水、表面活性剂、聚合物驱油物质和/或混溶剂例如二硫化碳制剂和/或二氧化碳的强化油采收以增强来自地层的油和/或气的流动。
在一些实施方案中，从地层采收的油和/或气可能含有硫化合物。硫化合物可能包括硫化氢、硫醇、硫化物和二硫化氢之外的二硫化物或例如噻吩、苯并噻吩或取代和稠环二苯并噻吩的杂环硫化合物、或它们的混合物。
在一些实施方案中，可将来自地层的硫化合物转化成二硫化碳制剂。可通过任意已知的方法将至少一部分硫化合物转化成二硫化碳制剂。适合的方法可包括将硫化合物氧化反应成硫和/或二氧化硫，和使硫和/或二氧化硫与碳和/或含碳化合物反应以形成二硫化碳制剂。用于将至少一部分硫化合物转化成二硫化碳制剂的方法的选择不是关键的。
在一些实施方案中，适合的混溶性强化油采收试剂可以是二硫化碳制剂。二硫化碳制剂可以包括二硫化碳和/或二硫化碳衍生物，例如硫代碳酸酯、黄原酸酯和它们的混合物；和任选的一种或多种以下物质：硫化氢、硫、二氧化碳、烃和它们的混合物。
在一些实施方案中，2006年4月19日提交的代理人案卷号为TH2616、序列号为11/409,436的同时待审美国专利申请中公开了适合生产二硫化碳制剂的方法。序列号为11/409,436的美国专利申请经此引用全文并入本文。
在一些实施方案中，适合的混溶性强化油采收试剂包括二硫化碳、硫化氢、二氧化碳、辛烷、戊烷、LPG、C2-C6脂族烃、氮、柴油、石油溶剂、石脑油(naptha)溶剂、沥青溶剂、煤油、丙酮、二甲苯、三氯乙烷、或两种或更多种前述物质的混合物、或本领域中已知的其它混溶性强化油采收试剂。在一些实施方案中，适合的混溶性强化油采收试剂是与地层中的油初次接触混溶性的或多次接触混溶性的。
在一些实施方案中，适合的不混溶性强化油采收试剂包括气体或液体形式的水、空气、两种或更多种前述物质的混合物、或本领域中已知的其它不混溶性强化油采收试剂。在一些实施方案中，适合的不混溶性强化油采收试剂与地层中的油不是初次接触混溶性的或多次接触混溶性的。
在一些实施方案中，可从产出的油和/或气中回收注入地层中的不混溶性和/或混溶性强化油采收试剂，和将其再次注入地层中。
在一些实施方案中，在注入任何的强化油采收试剂之前地层中存在的油的粘度为至少约100厘泊，或至少约500厘泊，或至少约1000厘泊，或至少约2000厘泊，或至少约5000厘泊，或至少约10,000厘泊。在一些实施方案中，在注入任何的强化油采收试剂之前地层中存在的油的粘度为至多约5,000,000厘泊，或至多约2,000,000厘泊，或至多约1,000,000厘泊，或至多约500,000厘泊。
可使用任意已知的方法完成释放至少一部分混溶性强化油采收试剂和/或其它液体和/或气体。一种适合的方法是将混溶性强化油采收制剂注入单独井中的单独导管中，浸泡二硫化碳制剂，和随后泵出至少一部分二硫化碳制剂与气体和/或液体。另一适合的方法是将混溶性强化油采收制剂注入第一井中，和通过第二井泵出至少一部分混溶性强化油采收制剂与气体和/或液体。用于注入至少一部分混溶性强化油采收制剂和/或其它液体和/或气体的方法的选择不是关键的。
在一些实施方案中，可以在至多地层断裂压力的压力下将混溶性强化油采收制剂和/或其它液体和/或气体泵送入地层中。
在一些实施方案中，可以将混溶性强化油采收制剂混于地层中的油和/或气中以形成可从井采收的混合物。在一些实施方案中，可以将一定量的混溶性强化油采收制剂注入井中，随后跟随另一组分以驱动碳制剂穿过地层。可以使用例如空气、液体或蒸气形式的水、二氧化碳、其它气体、其它液体、和/或它们的混合物以驱动混溶性强化油采收制剂穿过地层。
在一些实施方案中，在注入地层中之前可以加热混溶性强化油采收制剂以降低地层中流体(例如重油、链烷烃、沥青质等)的粘度。
在一些实施方案中，可以使用加热后的流体或加热器在地层中加热和/或煮沸混溶性强化油采收制剂以降低地层中流体的粘度。在一些实施方案中，可以使用加热后的水和/或蒸汽以加热和/或气化地层中的混溶性强化油采收制剂。
在一些实施方案中，可以使用加热器在地层中加热和/或煮沸混溶性强化油采收制剂。2003年10月24日提交的代理人案卷号为TH2557、序列号为10/693,816的同时待审美国专利申请中公开了一种适合的加热器。序列号为10/693,816的美国专利申请经此引用全文并入本文。
在一些实施方案中，可以将生产的油和/或气输送至炼厂和/或处理设施。可处理油和/或气以生产商业产品，例如运输燃料如汽油和柴油、民用燃料油、润滑剂、化学品和/或聚合物。处理可包括蒸馏和/或分馏油和/或气以生产一种或多种馏分油馏分。在一些实施方案中，可对油和/或气、和/或一种或多种馏分油馏分进行下列一种或多种处理：催化裂化、加氢裂化、加氢处理、焦化、热裂化、蒸馏、重整、聚合、异构化、烷基化、共混和脱蜡。
示例性实施方案：
在本发明的一个实施方案中，公开了用于从地下地层生产油和/或气的系统，所述系统包括：分散在地层之上的第一井阵列；分散在地层之上的第二井阵列；其中在第一时间段内，第一井阵列包括将混溶性强化油采收制剂注入地层中的装置，而第二井阵列包括从地层生产油和/或气的装置；和在第二时间段将地层中的至少一部分混溶性强化油采收制剂转化为另一种化合物的设备。在一些实施方案中，第一井阵列中的井距离第二井阵列中的一个或多个相邻井10米-1千米。在一些实施方案中，地下地层在水体之下。在一些实施方案中，所述系统也包括在已将混溶性强化油采收制剂释放入地层中之后将不混溶性强化油采收制剂注入地层中的装置。在一些实施方案中，所述系统也包括选自二硫化碳制剂、硫化氢、二氧化碳、辛烷、戊烷、LPG、C2-C6脂族烃、氮、柴油、石油溶剂、石脑油溶剂、沥青溶剂、煤油、丙酮、二甲苯、三氯乙烷和它们的混合物的混溶性强化油采收制剂。在一些实施方案中，所述系统也包括选自气体或液体形式的水、空气和它们的混合物的不混溶性强化油采收制剂。在一些实施方案中，第一井阵列包括5-500口井，和第二井阵列包括5-500口井。在一些实施方案中，所述系统也包括含有二硫化碳制剂的混溶性强化油采收制剂。在一些实施方案中，所述系统也包括用于生产二硫化碳制剂的装置。在一些实施方案中，地下地层包含粘度为100-5,000,000厘泊的油。在一些实施方案中，第一井阵列包括地层中的混溶性强化油采收制剂分布，和第二井阵列包括地层中的油采收分布，所述系统另外包括在混溶性强化油采收制剂分布和油采收分布之间的重叠。
在本发明的一个实施方案中，公开了一种用于生产油和/或气的方法，所述方法包括：在第一时间段通过第一井向地层中注入二硫化碳制剂；在第一时间段通过第二井从地层生产油和/或气；和当从地层生产油和/或气完成时原位将至少一部分二硫化碳制剂转化为另一种化合物。在一些实施方案中，所述方法也包括从油和/或气中回收如果存在的二硫化碳制剂，和随后将至少一部分回收的二硫化碳制剂注入地层中。在一些实施方案中，注入二硫化碳制剂包括以与以下物质的混合物形式将至少一部分二硫化碳制剂注入地层中：一种或多种烃、二硫化碳之外的硫化合物、二氧化碳、一氧化碳或它们的混合物。在一些实施方案中，所述方法也包括在将二硫化碳制剂注入地层中之前或当二硫化碳制剂在地层中时，加热二硫化碳制剂。在一些实施方案中，在当二硫化碳注入开始之前测量，二硫化碳制剂在高于初始储层压力0-37,000千帕的压力下注入。在一些实施方案中，地下地层包括0.0001-15达西的渗透性，例如0.001-1达西的渗透性。在一些实施方案中，在注入二硫化碳制剂之前，在地下地层中存在的任意油的硫含量为0.5％-5％，例如1％-3％。在一些实施方案中，所述方法也包括将至少一部分回收的油和/或气转化成选自运输燃料例如汽油和柴油、民用燃料油、润滑剂、化学品和/或聚合物的材料。在一些实施方案中，所述方法也包括：在第二时间段内通过第二井将修复剂注入地层中；和在第二时间段内通过第一井从地层生产二硫化碳制剂。在一些实施方案中，修复剂包含水和表面活性剂。在一些实施方案中，修复剂包含水和水中溶解的聚合物。在一些实施方案中，所述方法也包括：在第三时间段通过第一井向地层中注入水；和在第三时间段通过第二井从地层生产修复剂。
在本发明的一个实施方案中，公开了一种用于生产油和/或气的方法，所述方法包括：在第一时间段通过第一井向地层中注入混溶性强化油采收制剂；在第一时间段通过第二井从地层生产油和/或气；和当从地层生产油和/或气完成后在地层内将至少一部分混溶性强化油采收制剂转化为另一种化合物。在一些实施方案中，所述方法也包括在第一时间段之后的一段时间内，通过第一井将不混溶性强化油采收制剂注入地层中，以推动混溶性强化油采收制剂通过地层。在一些实施方案中，产生的油和/或气包含硫化合物，所述方法另外包括将至少一部分硫化合物转化成混溶性强化油采收制剂。在一些实施方案中，混溶性强化油采收制剂包含二硫化碳制剂。在一些实施方案中，所述方法还包括加热混溶性强化油采收制剂。在一些实施方案中，所述方法也包括：在第二时期段内通过第二井向地层中注入修复剂；和在第二时间段内通过第一井从地层生产混溶性强化油采收制剂。在一些实施方案中，修复剂包含水和表面活性剂。在一些实施方案中，所述方法也包括：在第二时期段之后的一段时间内，通过第二井向地层中注入水，以推动修复剂通过地层。
本领域技术人员将理解到在不偏离本发明所公开的实施方案、结构、材料和方法的精神和范围的前提下，可对它们进行多种修改和变化。因此，本文所附权利要求的范围和它们的功能等价物不应通过本文描述和图示的具体实施方案进行限定，因为这些具体实施方案本质上仅是示例性的。
Claims (31)
1.一种用于从地下地层生产油和/或气的系统，所述系统包括：
分散在地层之上的第一井阵列；
分散在地层之上的第二井阵列；
其中在第一时间段内，第一井阵列包括将混溶性强化油采收制剂注入地层中的装置，而第二井阵列包括从地层生产油和/或气的装置；和
在第二时间段将地层中的至少一部分混溶性强化油采收制剂转化为另一种化合物的设备。
2.权利要求1的系统，其中第一井阵列中的井距离第二井阵列中的一个或多个相邻井10米-1千米。
3.权利要求1-2中的一项或多项的系统，其中地下地层在水体之下。
4.权利要求1-3中的一项或多项的系统，还包括在已将混溶性强化油采收制剂释放入地层中之后将不混溶性强化油采收制剂注入地层中的装置。
5.权利要求1-4中的一项或多项的系统，还包括选自二硫化碳制剂、硫化氢、二氧化碳、辛烷、戊烷、LPG、C2-C6脂族烃、氮、柴油、石油溶剂、石脑油溶剂、沥青溶剂、煤油、丙酮、二甲苯、三氯乙烷和它们的混合物的混溶性强化油采收制剂。
6.权利要求1-5中的一项或多项的系统，还包括选自气体或液体形式的水、空气和它们的混合物的不混溶性强化油采收制剂。
7.权利要求1-6中的一项或多项的系统，其中，第一井阵列包括5-500口井，和第二井阵列包括5-500口井。
8.权利要求1-7中的一项或多项的系统，还包括含有二硫化碳制剂的混溶性强化油采收制剂。
9.权利要求1-8中的一项或多项的系统，还包括用于生产二硫化碳制剂的装置。
10.权利要求1-9中的一项或多项的系统，其中地下地层包含粘度为100-5,000,000厘泊的油。
11.权利要求1-10中的一项或多项的系统，其中，第一井阵列包括地层中的混溶性强化油采收制剂分布，和第二井阵列包括地层中的油采收分布，所述系统另外包括在混溶性强化油采收制剂分布和油采收分布之间的重叠。
12.一种用于生产油和/或气的方法，所述方法包括：
在第一时间段通过第一井向地层中注入二硫化碳制剂；
在第一时间段通过第二井从地层生产油和/或气；和
当从地层生产油和/或气完成时原位将至少一部分二硫化碳制剂转化为另一种化合物。
13.权利要求12的方法，还包括从油和/或气中回收如果存在的二硫化碳制剂，和随后将至少一部分回收的二硫化碳制剂注入地层中。
14.权利要求12-13中的一项或多项的方法，其中，注入二硫化碳制剂包括以与以下物质的混合物形式将至少一部分二硫化碳制剂注入地层中：一种或多种烃、二硫化碳之外的硫化合物、二氧化碳、一氧化碳或它们的混合物。
15.权利要求12-14中的一项或多项的方法，还包括在将二硫化碳制剂注入地层中之前或当二硫化碳制剂在地层中时，加热二硫化碳制剂。
16.权利要求12-15中的一项或多项的方法，其中，在当二硫化碳注入开始之前测量，二硫化碳制剂在高于初始储层压力0-37,000千帕的压力下注入。
17.权利要求12-16中的一项或多项的方法，其中，地下地层包括0.0001-15达西的渗透性，例如0.001-1达西的渗透性。
18.权利要求12-17中的一项或多项的方法，其中，在注入二硫化碳制剂之前，在地下地层中存在的任意油的硫含量为0.5％-5％，例如1％-3％。
19.权利要求12-18中的一项或多项的方法，还包括将至少一部分回收的油和/或气转化成选自运输燃料例如汽油和柴油、民用燃料油、润滑剂、化学品和/或聚合物的材料。
20.权利要求12-19中的一项或多项的方法，还包括：
在第二时间段内通过第二井将修复剂注入地层中；和
在第二时间段内通过第一井从地层生产二硫化碳制剂。
21.权利要求20的方法，其中，修复剂包含水和表面活性剂。
22.权利要求20-21中的一项或多项的方法，其中，修复剂包含水和水中溶解的聚合物。
23.权利要求20-22中的一项或多项的方法，还包括：
在第三时间段通过第一井向地层中注入水；和
在第三时间段通过第二井从地层生产修复剂。
24.一种用于生产油和/或气的方法，所述方法包括：
在第一时间段通过第一井向地层中注入混溶性强化油采收制剂；
在第一时间段通过第二井从地层生产油和/或气；和
当从地层生产油和/或气完成后在地层内将至少一部分混溶性强化油采收制剂转化为另一种化合物。
25.权利要求24的方法，还包括：
在第一时间段之后的一段时间内，通过第一井将不混溶性强化油采收制剂注入地层中，以推动混溶性强化油采收制剂通过地层。
26.权利要求24-25中的一项或多项的方法，其中，产生的油和/或气包含硫化合物，所述方法另外包括将至少一部分硫化合物转化成混溶性强化油采收制剂。
27.权利要求24-26中的一项或多项的方法，其中，混溶性强化油采收制剂包含二硫化碳制剂。
28.权利要求24-27中的一项或多项的方法，其中，还包括加热混溶性强化油采收制剂。
29.权利要求24-28中的一项或多项的方法，还包括：
在第二时期段内通过第二井向地层中注入修复剂；和
在第二时间段内通过第一井从地层生产混溶性强化油采收制剂。
30.权利要求29的方法，其中，修复剂包含水和表面活性剂。
31.权利要求29-30中的一项或多项的方法，还包括：
在第二时期段之后的一段时间内，通过第二井向地层中注入水，以推动修复剂通过地层。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US98884507P | 2007-11-19 | 2007-11-19 | |
| US60/988,845 | 2007-11-19 | ||
| PCT/US2008/083845 WO2009067420A1 (en) | 2007-11-19 | 2008-11-18 | Systems and methods for producing oil and/or gas |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN101861445A true CN101861445A (zh) | 2010-10-13 |
| CN101861445B CN101861445B (zh) | 2014-06-25 |
Family
ID=40466918
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN200880116626.1A Expired - Fee Related CN101861445B (zh) | 2007-11-19 | 2008-11-18 | 生产油和/或气的系统与方法 |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8869891B2 (zh) |
| CN (1) | CN101861445B (zh) |
| CA (1) | CA2706083A1 (zh) |
| RU (1) | RU2494234C2 (zh) |
| WO (1) | WO2009067420A1 (zh) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104870744A (zh) * | 2012-12-27 | 2015-08-26 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于生产油的方法 |
| CN105805969A (zh) * | 2016-04-14 | 2016-07-27 | 中国石油大学(华东) | 一种注co2开采废弃高温气藏地热的工艺方法 |
| US9840657B2 (en) | 2013-01-16 | 2017-12-12 | Shell Oil Company | Method, system, and composition for producing oil |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2525406C2 (ru) * | 2008-04-16 | 2014-08-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система и способ добычи нефти и/или газа |
| 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 |
| CN108678724B (zh) * | 2018-05-14 | 2019-08-13 | 中国石油大学(华东) | 利用地热开采海洋水合物藏的回型井结构及方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3729053A (en) * | 1972-01-05 | 1973-04-24 | Amoco Prod Co | Method for increasing permeability of oil-bearing formations |
| US3838738A (en) * | 1973-05-04 | 1974-10-01 | Texaco Inc | Method for recovering petroleum from viscous petroleum containing formations including tar sands |
| US3847221A (en) * | 1973-05-04 | 1974-11-12 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum using carbon disulfide and a hydrocarbon solvent |
| US4008764A (en) * | 1974-03-07 | 1977-02-22 | Texaco Inc. | Carrier gas vaporized solvent oil recovery method |
| US4166501A (en) * | 1978-08-24 | 1979-09-04 | Texaco Inc. | High vertical conformance steam drive oil recovery method |
| US20060254769A1 (en) * | 2005-04-21 | 2006-11-16 | Wang Dean C | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| WO2007127766A1 (en) * | 2006-04-27 | 2007-11-08 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
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 |
| US3581821A (en) | 1969-05-09 | 1971-06-01 | Petra Flow Inc | Cryothermal process for the recovery of oil |
| US3732166A (en) | 1969-12-17 | 1973-05-08 | Petrolite Corp | Process of cleaning wells with 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| US3822748A (en) | 1973-05-04 | 1974-07-09 | Texaco Inc | Petroleum recovery process |
| 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 |
| US3946812A (en) | 1974-01-02 | 1976-03-30 | Exxon Production Research Company | Use of materials as waterflood additives |
| 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 |
| US4375238A (en) * | 1981-01-05 | 1983-03-01 | Marathon Oil Company | Method for recovery of oil from reservoirs of non-uniform permeability |
| 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 |
| US4465138A (en) * | 1981-12-16 | 1984-08-14 | Mobil Oil Corporation | Cyclic thermal solvent recovery method utilizing visbroken produced crude oil |
| US4558740A (en) * | 1983-05-27 | 1985-12-17 | Standard Oil Company | Injection of steam and solvent for improved oil recovery |
| 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 |
| US4974677A (en) * | 1989-10-16 | 1990-12-04 | Mobil Oil Corporation | Profile control process for use under high temperature reservoir conditions |
| 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 |
| US5167280A (en) | 1990-06-24 | 1992-12-01 | Mobil Oil Corporation | Single horizontal well process for solvent/solute stimulation |
| US5363915A (en) * | 1990-07-02 | 1994-11-15 | Chevron Research And Technology Company | Enhanced oil recovery technique employing nonionic surfactants |
| US5120935A (en) | 1990-10-01 | 1992-06-09 | Nenniger John E | Method and apparatus for oil well stimulation utilizing electrically heated solvents |
| US5358565A (en) * | 1990-12-03 | 1994-10-25 | Mobil Oil Corporation | Steam injection profile control agent and process |
| US5304361A (en) | 1992-06-26 | 1994-04-19 | Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation | Removal of hydrogen sulfide |
| US5325920A (en) * | 1992-12-18 | 1994-07-05 | Mobil Oil Corp. | Enhanced oil recovery from low permeability reservoirs using organosilicone surfactants |
| 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 |
| 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 |
| CA2287944C (en) | 1997-05-01 | 2006-03-21 | Bp 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 |
| AU3127000A (en) | 1998-12-22 | 2000-07-12 | Chevron Chemical Company Llc | 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 |
| CA2419628C (en) | 2000-09-07 | 2010-01-05 | The Boc Group Plc | Method of recovering sulphur from a gas stream containing hydrogen sulphide |
| US7013972B2 (en) * | 2001-04-24 | 2006-03-21 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil shale formation using a natural distributed combustor |
| 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 |
| US20020195250A1 (en) * | 2001-06-20 | 2002-12-26 | Underdown David R. | System and method for separation of hydrocarbons and contaminants using redundant membrane separators |
| MY129091A (en) | 2001-09-07 | 2007-03-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Acid gas disposal method |
| WO2003082455A2 (en) | 2002-03-25 | 2003-10-09 | 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 |
| EP1556580A1 (en) | 2002-10-24 | 2005-07-27 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | 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 |
| WO2004055135A1 (en) | 2002-12-17 | 2004-07-01 | Shell Internationale Research Maatschappij 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 |
| RU2250988C1 (ru) * | 2003-12-29 | 2005-04-27 | Аюпов Газим Хакимович | Способ разработки нефтяной залежи |
| JP4664364B2 (ja) | 2005-07-29 | 2011-04-06 | 富士通株式会社 | 遅延調整装置 |
| WO2008060668A2 (en) * | 2006-04-21 | 2008-05-22 | Shell Oil Company | Temperature limited heaters using phase transformation of ferromagnetic material |
| BRPI0711264A2 (pt) | 2006-05-16 | 2011-08-30 | Shell Int Research | processo para a fabricação de dissulfeto de carbono, e, uso de uma corrente lìquida |
| US20090155159A1 (en) | 2006-05-16 | 2009-06-18 | Carolus Matthias Anna Maria Mesters | 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 |
| CA2656776C (en) | 2006-07-07 | 2014-09-09 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for the manufacture of carbon disulphide and use of a liquid stream comprising carbon disulphide for enhanced oil recovery |
| CA2660296C (en) * | 2006-08-10 | 2015-10-13 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Methods for producing oil and/or gas |
| CA2663757C (en) | 2006-09-18 | 2014-12-09 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | A process for the manufacture of carbon disulphide |
| MX2009004127A (es) * | 2006-10-20 | 2009-06-05 | Shell Int Research | Calentamiento de formaciones de arenas de alquitran a temperaturas reductoras de la viscosidad. |
| EP2198118A1 (en) * | 2007-10-19 | 2010-06-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Irregular spacing of heat sources for treating hydrocarbon containing formations |
| US8434555B2 (en) * | 2009-04-10 | 2013-05-07 | Shell Oil Company | Irregular pattern treatment of a subsurface formation |
-
2008
- 2008-11-18 CN CN200880116626.1A patent/CN101861445B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-11-18 RU RU2010125282/03A patent/RU2494234C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-11-18 CA CA2706083A patent/CA2706083A1/en not_active Abandoned
- 2008-11-18 WO PCT/US2008/083845 patent/WO2009067420A1/en active Application Filing
- 2008-11-18 US US12/743,311 patent/US8869891B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3729053A (en) * | 1972-01-05 | 1973-04-24 | Amoco Prod Co | Method for increasing permeability of oil-bearing formations |
| US3838738A (en) * | 1973-05-04 | 1974-10-01 | Texaco Inc | Method for recovering petroleum from viscous petroleum containing formations including tar sands |
| US3847221A (en) * | 1973-05-04 | 1974-11-12 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum using carbon disulfide and a hydrocarbon solvent |
| US4008764A (en) * | 1974-03-07 | 1977-02-22 | Texaco Inc. | Carrier gas vaporized solvent oil recovery method |
| US4166501A (en) * | 1978-08-24 | 1979-09-04 | Texaco Inc. | High vertical conformance steam drive oil recovery method |
| US20060254769A1 (en) * | 2005-04-21 | 2006-11-16 | Wang Dean C | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| WO2007127766A1 (en) * | 2006-04-27 | 2007-11-08 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104870744A (zh) * | 2012-12-27 | 2015-08-26 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于生产油的方法 |
| US9840657B2 (en) | 2013-01-16 | 2017-12-12 | Shell Oil Company | Method, system, and composition for producing oil |
| CN105805969A (zh) * | 2016-04-14 | 2016-07-27 | 中国石油大学(华东) | 一种注co2开采废弃高温气藏地热的工艺方法 |
| CN105805969B (zh) * | 2016-04-14 | 2017-11-10 | 中国石油大学(华东) | 一种注co2开采废弃高温气藏地热的工艺方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2009067420A1 (en) | 2009-05-28 |
| CA2706083A1 (en) | 2009-05-28 |
| US8869891B2 (en) | 2014-10-28 |
| CN101861445B (zh) | 2014-06-25 |
| US20100307759A1 (en) | 2010-12-09 |
| RU2010125282A (ru) | 2011-12-27 |
| RU2494234C2 (ru) | 2013-09-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101861444B (zh) | 生产油和/或气的系统与方法 | |
| CN101501295B (zh) | 用于生产油和/或气的方法 | |
| CN101449027B (zh) | 生产油和/或气体的系统和方法 | |
| US8511384B2 (en) | Methods for producing oil and/or gas | |
| CN101842549B (zh) | 生产油和/或气的系统和方法 | |
| CN101861445B (zh) | 生产油和/或气的系统与方法 | |
| CA2705199A1 (en) | Producing oil and/or gas with emulsion comprising miscible solvent | |
| AU2009271072B2 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20140625 Termination date: 20151118 |
|
| EXPY | Termination of patent right or utility model |