BR112018068799B1

BR112018068799B1 - fluido de reservatório autoproduzido para recuperação de óleo melhorado

Info

Publication number: BR112018068799B1
Application number: BR112018068799-5A
Authority: BR
Inventors: Jaime A. Valencia; David W. Maher; Robert D. Denton; Gary F. Teletzke; Michael W. Lin
Original assignee: Exxonmobil Upstream Research Company
Priority date: 2016-03-30
Filing date: 2017-03-09
Publication date: 2020-07-21
Also published as: US20170283688A1; WO2017172321A1; CA3024545C; BR112018068799A2; MX2018011641A; US10323495B2; CA3024545A1; EA201892054A1; WO2017172321A8

Abstract

São reveladas técnicas que incluem um método de obtenção de um fluido de recuperação de óleo melhorado a partir de um reservatório de hidrocarboneto que compreende produzir uma corrente de hidrocarboneto a partir do reservatório de hidrocarboneto, separar uma corrente de gás associada da corrente de hidrocarboneto, e condensar pelo menos uma porção da corrente de gás associada para obter um fluido de hidrocarboneto enriquecido adequado para injeção em uma camada de líquido do reservatório de hidrocarboneto para melhorar a recuperação de hidrocarbonetos a partir do reservatório de hidrocarboneto.

Description

FLUIDO DE RESERVATÓRIO AUTOPRODUZIDO PARA RECUPERAÇÃO DE ÓLEO MELHORADO

REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDO RELACIONADO

[0001] Este pedido reivindica o benefício do Pedido Provisório n° de série U.S. 62/315.288 depositado no dia 30 de março de 2016, que é incorporado ao presente a título de referência.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO

[0002] Na recuperação primária de óleo de uma formação subterrânea de mancais lubrificantes com óleo ou reservatório de óleo e gás, é usualmente possível recuperar apenas uma proporção limitada do óleo original presente no reservatório. Por essa razão, uma variedade de técnicas de recuperação suplementar foram usadas para aprimorar o deslocamento de óleo da rocha de reservatório. Essas técnicas podem ser geralmente classificadas como métodos de recuperação com base térmica (como operações de inundação de corrente), métodos de inundação por água e métodos à base de acionamento de gás que podem ser operados sob condições miscíveis ou imiscíveis. Essas técnicas são comumente categorizadas sob a orientação ampla de técnicas de recuperação de óleo melhorado (EOR).

[0003] Pode ser desejável para as técnicas de EOR à base de gás que o fluido de EOR e o óleo sejam miscíveis sob as condições na formação. Em operações de inundação miscíveis, um solvente ou fluido de injeção é injetado no reservatório para formar uma solução de fase única com o óleo no lugar de modo que o óleo possa, então, ser removido como uma fase mais altamente móvel do reservatório. Um fluido miscível com óleo pode melhorar a recuperação de óleo pela redução ou eliminação da tensão interfacial entre o óleo e água aprimorando, desse modo, o deslocamento de óleo. O fluido de injeção também pode melhorar a recuperação de óleo, mesmo se não formar uma solução de fase única com o óleo, pela expansão do óleo, redução da viscosidade e/ou vaporização de componentes mais leves do óleo. O fluido de injeção pode ser um hidrocarboneto leve, como gás de petróleo liquefeito (LPG), um gás de hidrocarboneto que contém concentrações relativamente altas de hidrocarbonetos alifáticos na faixa de C2 a C6, nitrogênio e/ou dióxido de carbono. O fluido de injeção é tipicamente um gás em condições atmosféricas, mas se torna um fluido denso em condições de reservatório. Frequentemente, vagões e/ou transportes de caminhão são usados para transportar fluido de injeção para um local de poço para operações de EOR, que podem levar a custos aumentados e podem ser desafiadores quando acesso ao reservatório for restrito, por exemplo, por geografia.

[0004] Várias técnicas de inundação de EOR à base de gás conhecidas na técnica incluem formular misturas particulares de gases para aumentar a efetividade de operações de inundação de gás. Por exemplo, a Publicação de Pedido de Patente n° U.S. 2015-0060075 revela um método de EOR que utiliza um injetante à base de éter para mobilizar óleo dentro do reservatório de hidrocarboneto. Também, a Patente n° U.S. 4.512.400 revela um método para aperfeiçoar o gás natural para constituintes de etano, propano e butano usando processamento de gás de síntese combinado com o processo de Fischer Tropsch. O gás natural aperfeiçoado é, então, seriamente usado em um processo de acionamento miscível de poço múltiplo. No entanto, as técnicas complicadas para formular e/ou sintetizar fluidos de injeção à base de gás podem ser dispendiosas e/ou demoradas, e podem exigir uma quantidade de equipamento adicional que é inviável para o desenvolvimento para certos recursos ou pode exigir o envio de produtos para uma instalação centralizada distante para o processamento.

[0005] Uma outra técnica de recuperação suplementar que foi usada consiste em repressurizar a formação. Por exemplo, em algumas circunstâncias, uma porção de gás produzido juntamente com óleo, denominado “gás associado”, pode ser reinjetada de volta em um tampão de gás do reservatório de hidrocarboneto para manutenção de pressão. No entanto, a reinjeção de gás associado se torna menos viável ao longo da vida útil de um recurso de hidrocarboneto visto que uma quantidade crescente de pressão é necessária para manter a produção de uma quantidade decrescente de gás associado disponível.

[0006] Como tal, existe uma necessidade de uma maneira simples, energeticamente eficiente e econômica de fornecer fluidos à base de gás para recuperação de óleo melhorado.

DESCRIÇÃO RESUMIDA

[0007] A revelação inclui um método para obter um fluido de recuperação de óleo melhorado de um reservatório de hidrocarboneto, como um fluido de reservatório autoproduzido. O método pode compreender produzir uma corrente de hidrocarboneto do reservatório de hidrocarboneto, separar uma corrente de gás associado da corrente de hidrocarboneto, e condensar pelo menos uma porção da corrente de gás associado para obter um fluido de hidrocarboneto enriquecido adequado para injeção em uma camada de líquido, como um camada de óleo, do reservatório de hidrocarboneto para melhorar a recuperação de hidrocarbonetos do reservatório de hidrocarboneto. Em algumas modalidades, condensar a corrente de gás associado compreende refrigerar a corrente de gás associado para obter um fluido de injetante enriquecido e uma corrente de gás restante, em que a corrente de fluido de injetante enriquecido compreende pelo menos uma quantidade mínima de C2+ para funcionar como um fluido de recuperação de óleo melhorado miscível eficaz, e em que a corrente de gás restante compreende principalmente metano.

[0008] A revelação inclui adicionalmente um sistema para obter um fluido de recuperação de óleo melhorado de um reservatório de hidrocarboneto. O sistema pode compreender uma cabeça de poço operativamente conectado ao reservatório de hidrocarboneto, como cabeça de poço em comunicação fluida com o reservatório de hidrocarboneto, e um componente de enriquecimento operativamente acoplado à cabeça de poço, como um componente de enriquecimento em comunicação fluida com a cabeça de poço. O componente de enriquecimento pode ser configurado para receber uma corrente de hidrocarboneto, separar uma corrente de gás associado da corrente de hidrocarboneto, e condensar pelo menos uma porção da corrente de gás associado para obter um fluido de hidrocarboneto enriquecido adequado para injeção em uma camada de líquido do reservatório de hidrocarboneto para melhorar a recuperação de hidrocarbonetos dos reservatório de hidrocarboneto.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0009] A Figura 1 é uma representação esquemática de um sistema para obter fluido de reservatório autoproduzido para operações de EOR.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0010] Na seguinte descrição detalhada, as modalidades específicas das presentes técnicas são descritas. No entanto, na medida em que a seguinte descrição é específica para uma modalidade particular ou um uso particular das presentes técnicas, isso é destinado para propósitos exemplificativos apenas e fornece simplesmente uma descrição das modalidades exemplificativas. Consequentemente, as técnicas não são limitadas às modalidades específicas descritas no presente documento, mas, incluem todas as alternativas, modificações e equivalentes que estão no espírito verdadeiro das reivindicações anexas.

[0011] No início, para facilidade de referência, certos termos usados nesse pedido e seus significados conforme usado nesse contexto são apresentados. Na medida em que um termo usado no presente documento não é definido no presente documento, deve ser dada a definição mais ampla de que as pessoas na técnica pertinente tenham determinado os termos conforme refletido em pelo menos uma publicação impressa ou patente concedida. Além disso, as presentes técnicas não são limitadas pelo uso dos termos mostrados no presente documento, visto que todos os equivalentes, sinônimos, novos desenvolvimentos e termos ou técnicas que servem o mesmo ou um propósito similar são considerados como dentro do escopo das presentes reivindicações.

[0012] Conforme usado no presente documento, o termo “substancial” ou “substancialmente” quando usado em referência a uma quantidade de um material, ou uma característica específica do mesmo, se refere a uma quantidade que é suficiente para fornecer um efeito de que o material ou característica foi destinada a fornecer. O grau exato de desvio passível de permissão pode depender, em alguns casos, do contexto específico.

[0013] Conforme usado no presente documento, os termos “um” e “uma” significam um ou mais quando aplicados a qualquer recurso nas modalidades das presentes invenções descritas no relatório descritivo e nas reivindicações. O uso de “um” e “uma” não limita o significado para um recurso único a menos que tal limite seja especificamente indicado.

[0014] Conforme usado no presente documento, o termo “cerca de” é destinado a permitir que alguma margem em exatidão matemática seja responsável pelas tolerâncias que são aceitáveis no mercado. Consequentemente, quaisquer desvios para cima ou para baixo do valor modificado pelo termo “cerca de” na faixa de 1% a 10% ou menos devem ser considerados como explicitamente dentro do escopo do valor indicado.

[0015] Conforme usado no presente documento, os termos “adaptados” e “configurados” significam que o elemento, componente ou outra matéria é projetado e/ou destinado para realizar uma determinada função. Desse modo, o uso dos termos “adaptados” e “configurados” devem ser interpretados para significar que um determinado elemento, componente ou outra matéria tem simplesmente “capacidade para” realizar uma determinada função, mas que o elemento, componente e/ou outra matéria são especificamente selecionados, criados, implantados, utilizados, programados e/ou projetados para o propósito de realizar a função. Também é abrangido pelo escopo da presente revelação que os elementos, componentes e/ou outra matéria indicada que são indicados como adaptados para realizar uma função particular podem adicional ou alternativamente ser descritos como configurados para realizar aquela função e vice versa.

[0016] Conforme usado no presente documento, o termo “e/ou” colocado entre uma primeira entidade e uma segunda entidade significa um dentre (1) a primeira entidade, (2) a segunda entidade, e (3) a primeira entidade e a segunda entidade. Múltiplas entidades listadas com “e/ou” devem ser interpretadas da mesma maneira, isto é, “uma ou mais” das entidades assim unidas. Outras entidades podem ser opcionalmente presentes diferentes das entidades especificamente identificadas pela cláusula “e/ou”, se relacionado ou não relacionado àquelas entidades especificamente identificadas. Desse modo, como um exemplo não limitativo, uma referência a “A e/ou B", quando usado em conjunto com linguagem de interpretação livre como “que compreende” pode se referir, em uma modalidade, a A apenas (que inclui opcionalmente entidades diferentes de B); em uma outra modalidade, a B apenas (que inclui opcionalmente entidades diferentes de A); ainda em uma outra modalidade, tanto a A quanto a B (que inclui opcionalmente outras entidades). Essas entidades podem se referir a elementos, ações, estruturas, etapas, operações, valores e similares.

[0017] Conforme usado no presente documento, a frase “pelo menos um", em referência a uma lista de uma ou mais entidades deve ser entendida para significar pelo menos uma entidade selecionada a partir de qualquer uma ou mais das entidades na lista de entidades, mas que não incluem necessariamente pelo menos um de cada e qualquer entidade especificamente listada dentro da lista de entidades e que não exclui quaisquer combinações de entidades na lista de entidades. Essa definição também permite que as entidades possam ser opcionalmente presentes diferentes das entidades especificamente identidades dentro da lista de entidades a qual a frase “pelo menos um” se refere, se relacionada ou não relacionada àquelas entidades especificamente identificadas. Desse modo, como um exemplo não limitativo, “pelo menos um dentre A e B” (ou, equivalentemente, “pelo menos um dentre A ou B”, ou, equivalentemente “pelo menos um dentre A e/ou B”) pode se referir, em uma modalidade, a pelo menos um, que inclui opcionalmente mais que um, A, sem B presente (e que inclui opcionalmente entidades diferentes de B); em uma outra modalidade, a pelo menos um, que inclui opcionalmente mais que A, B, sem A presente (e que inclui opcionalmente entidades diferentes de A); ainda em uma outra modalidade, a pelo menos um, que inclui opcionalmente mais que um, A e pelo menos um, que inclui opcionalmente mais que um, B (e que inclui opcionalmente outras entidades). Em outras palavras, as frases “pelo menos um", “um ou mais", e “e/ou” são expressão de interpretação livre que são tanto conjuntivas quanto disjuntivas em operação. Por exemplo, cada uma das expressões “pelo menos um dentre A, B e C", “pelo menos um dentre e A, B ou C", “um ou mais dentre A, B e C", “um ou mais dentre A, B ou C” e “A, B e/ou C” podem significar A sozinho, B sozinho, C sozinho, A e B juntos, A e C juntos, B e C juntos, A, B e C juntos, e opcionalmente qualquer um dos listados acima em combinação com pelo menos uma outra entidade.

[0018] A menos que indique o contrário, todas as porcentagens usadas no presente documento são % em mol. Desse modo, por exemplo, quando a corrente de fluido de hidrocarboneto é referida como contendo mais que 55% C2+ isso indica que a corrente de fluido de hidrocarboneto compreende pelo menos 55% em mol de hidrocarbonetos de C2+.

[0019] Conforme usado no presente documento, o termo “fluido” se refere a uma substância que deforma continuamente sob uma tensão de cisalhamento aplicado. Os fluidos podem incluem líquidos, gases combinações de gases e líquidos, e combinações de líquidos e sólidos.

[0020] Conforme usado no presente documento, o termo “hidrocarbonetos maiores” e/ou “C2+” se refere a hidrocarboneto (ou hidrocarbonetos) que tem mais que um átomo de carbono por molécula, por exemplo, etano, propano, butanos, etc.

[0021] Conforme usado no presente documento, o termo “hidrocarboneto” se refere a um composto orgânico que inclui principalmente, se não exclusivamente, os elementos hidrogênio e carbono. Os hidrogênios também podem incluir outros elementos, como, porém sem limitação, halogênios, elementos metálicos, nitrogênio, oxigênio e/ou enxofre. Os hidrogênios geralmente se dividem em duas classes: hidrocarbonetos de cadeia linear alifáticos e hidrocarbonetos de anel fechado ou cíclico, que inclui terpenos cíclicos. Os exemplos de materiais que contêm hidrocarboneto incluem qualquer forma de gás natural, óleo, carvão e betume.

[0022] Conforme usado no presente documento, o termo “corrente de hidrocarboneto” se refere a um hidrocarboneto ou misturas de hidrocarbonetos que são gases ou líquidos. Por exemplo, a corrente de hidrocarbonetos ou fluidos de hidrocarboneto podem incluir um hidrocarboneto ou misturas de hidrocarbonetos que são gases ou líquidos em condições de formação, em condições de processamento, ou em condições ambiente (por exemplo, 15 °C e 1 atm de pressão). As correntes de hidrocarboneto e os fluidos de hidrocarboneto podem incluir, por exemplo, óleo, gás natural, metano de jazida, óleo de xisto, óleo de pirólise, gás de pirólise, um produto de pirólise de carvão e outros hidrocarbonetos que estão em um estado líquido ou gasoso.

[0023] Conforme usado no presente documento, o termo “hidrocarbonetos leves” se referem aos hidrocarbonetos que têm números de carbono em uma faixa de 1 a 5.

[0024] Conforme usado no presente documento, o termo “gás natural” se refere a um gás de múltiplo componente obtido a partir de um poço de óleo bruto (gás associado) ou de uma formação subterrânea de mancais lubrificantes com gás (gás não associado). A composição e pressão de gás natural podem variar significativamente. Uma corrente de gás natural típica contém metano (C1) como um componente significativo. O gás natural bruto também pode conter etano (C2), hidrocarbonetos de peso molecular maior, gases de ácido (como dióxido de carbono, sulfeto de hidrogênio, sulfeto de carbonila, dissulfeto de carbono e/ou mercaptanos), e quantidades menores de contaminantes, como água, nitrogênio, sulfeto de ferro, cera e/ou óleo bruto. Conforme usado no presente documento, o gás natural inclui gás que resulta da regaseificação de um gás natural liquefeito, que foi purificado para remover contaminantes, como água, gases de ácido e a maioria dos hidrocarbonetos de peso molecular maior.

[0025] Conforme usado no presente documento, o termo “reservatório de óleo e gás” se refere a um poço ou reservatório que é um zona de subsuperfície que produz óleo e/ou gás e carece da comunicação com outros reservatórios.

[0026] Conforme usado no presente documento, o termo “operativamente acoplado” significa que os componentes identificados são conectados de modo a realizar uma função designada.

[0027] Conforme usado no presente documento, o termo “próximo” significa que dois ou mais itens são espacialmente próximos, sem considerar se a relação espacial coloca um item abaixo, sobre ou além de um outro item. Os itens de tamanho e/ou formado definidos (por exemplo, componentes físicos) podem ser próximos entre si e/ou próximo dos itens que podem ser de tamanho indefinido e/ou formato (por exemplo, certas reações químicas).

[0028] Conforme usado no presente documento, o termo “reservatório” se refere a uma formação ou uma porção de uma formação que inclui permeabilidade suficiente e porosidade para reter e transmitir fluidos, como hidrocarbonetos ou água.

[0029] Conforme usado no presente documento, o artigo definido “o/a” que precede substantivos no singular ou plural ou frases nominais denotam um recurso específico particular ou recursos específicos particulares e pode ter uma conotação singular ou plural dependendo do contexto no qual é usado.

[0030] A presente revelação inclui técnicas que permitem que uma ampla variedade de campos de óleo tenham sua própria fonte de fluido miscível e/ou fluido de hidrocarboneto enriquecido para operações de recuperação de óleo melhorado (EOR) usando o gás associado da corrente de hidrocarboneto produzido. Os gases associados que tem etano suficiente e/ou teor de hidrocarboneto maior pode trazer benefícios significativos como uma fonte de fluido de EOR. Em algumas modalidades, isso presume que a corrente de hidrocarboneto produzido compreende hidrocarbonetos maiores suficiente para gerar uma corrente de líquido. Através da autoprodução dos fluidos de hidrocarboneto enriquecidos para EOR, as técnicas reveladas permitem a capacidade de aumentar produção de óleo em baixo custo. Por exemplo, algumas modalidades podem apenas exigir a adição de uma unidade de separação refrigerada por propano simples para uma instalação local a fim de fornecer o fluido de EOR. Além de ser mais econômico que as outras técnicas (por exemplo, que aquelas que exigem transporte de fluidos de hidrocarboneto enriquecidos, formulações de solvente particularizadas e/ou processamento em instalações separadas e/ou distantes), as técnicas reveladas podem fornecer localmente tanto um fluido de EOR quanto o gás de manutenção de pressão, podem ser mais eficientes em termos de energia para operações de EOR prolongadas, e podem reduzir ou eliminar o problema de recursos de gás natural ocioso. Além disso, o uso de inundação de hidrocarboneto enriquecido pode fornecer benefícios significativos sobre a injeção mais enxuta de gás associado para manutenção de pressão ou para elevação de gás e, consequentemente, as técnicas reveladas podem ter benefícios de eficácia de EOR sobre as técnicas anteriores que dependem da reinjeção de gás.

[0031] A miscibilidade do gás com óleo na formação pode ser determinada pela pressão e temperatura da formação, a natureza do óleo na formação, e os componentes do gás. Os gases que têm componentes que são similares aos hidrocarbonetos na formação são mais propensos a serem miscíveis com o óleo que os gases que são menos similares aos hidrocarbonetos de formação. A pressão de formação maior (por exemplo, formações com uma pressão maior que 20,7 MPa (3.000 psia), ou maior que (27,6 MPa) (4.000 psia), ou maior que 34,5 MPa (5.000 psia), ou maior que 41,4 MPa (6.000 psia) ou maior que 48,3 MPa (7000 psia) ou maior que 50 MPa (7.250 psia)) também pode facilitar a miscibilidade do gás com a hidrocarbonetos de formação e, portanto, os gases com miscibilidade relativamente baixa no óleo em pressões baixas podem ser miscíveis nos hidrocarbonetos de formação devido à pressão na formação.

[0032] Conforme discutido adicionalmente abaixo em referência à Figura 1, uma corrente de hidrocarboneto produzida que contém uma quantidade mínima de C2+ pode se tornar um fluido miscível de EOR eficaz. O enriquecimento do teor de C2+ de uma corrente de hidrocarboneto de gás natural pela redução da presença de metano e componentes de não hidrocarboneto mais leves de modo que a concentração de C2+ se torne relativamente maior, por exemplo, 2/3 ou mais, pode tornar tal corrente enriquecida um fluido de injetante miscível satisfatório para propósitos de EOR.

[0033] As técnicas reveladas incluem uma etapa de enriquecimento para produzir uma corrente de hidrocarboneto produzida por meio de refrigeração que condensa os componentes de C2+ no gás associado enquanto deixa passar o metano mais leve e os componentes de gás mais voláteis, como hélio e nitrogênio. Um sistema de refrigeração desse tipo pode ser um sistema de refrigeração à base de propano que opera, por exemplo, a -34,4 °C (-30 °F). A descarga dos fluidos resfriados pode, então, ser separada em uma corrente de líquido (o fluido de injetante miscível desejado) e uma corrente de vapor rica em metano que pode ser comercializada como gás de tubulação ou reinjetada no reservatório para manutenção de pressão.

[0034] Como um benefício adicional, as técnicas reveladas utilizam equipamento com um capacidade relativamente menor conforme comparado às instalações de processamento convencional. Consequentemente, os componentes podem ser padronizados em módulos transportáveis com capacidade de implantação para remover localizações geograficamente desafiadoras. Ademais, várias modalidades da abordagem revelada podem permitir o monitoramento e/ou manutenção reduzidos.

[0035] A Figura 1 é uma representação esquemática de um sistema 100 para obter fluido de reservatório autoproduzido para EOR. Aquele de habilidade na técnica apreciará que a vista esquemática da Figura 1 é simplificada e vários componentes foram combinados e/ou omitidos da Figura 1 para facilidade de visualização, e que as configurações de equipamento alternado e/ou adicional são adequadamente disponíveis para uso com a abordagem revelada. Todas as tais configurações de equipamento alternado e/ou adicional são consideradas com o escopo dessa revelação. O sistema 100 pode ser compreendido em uma instalação localizada próximo do reservatório de hidrocarboneto, por exemplo, em uma cabeça de poço. O sistema 100 utiliza uma corrente de hidrocarboneto 102 produzida através de uma cabeça de poço operativamente acoplada a um reservatório de hidrocarboneto 104. Por exemplo, a corrente de hidrocarboneto 102 pode ser produzida através de uma cabeça de poço que está em comunicação fluida com o reservatório de hidrocarboneto 104. Os reservatórios de hidrocarboneto geralmente incluem óleo e gás aprisionados dentro das formações rochosas e podem incluir agrupamentos de subsuperfície de hidrocarbonetos contidos em rochas sedimentares porosas. Uma camada de formações rochosas impermeáveis, camada rochosa denominada, pode impedir o escape dos hidrocarbonetos de ocorrência natural em formações rochosas e sedimentares sobrepostas (a sobrecarga). Vários métodos de recuperação podem ser implantados para extrair e recuperar tanto os hidrocarbonetos de óleo quanto os hidrocarbonetos de gás. Durante a recuperação, o reservatório de hidrocarboneto pode produzir o óleo bruto e gás natural bruto juntamente com outros hidrocarbonetos líquidos, gasosos e/ou sólidos como corrente de hidrocarboneto 102. A composição da corrente de hidrocarboneto 102 variará dependendo das características de reservatório de hidrocarboneto 104 . Em algumas modalidades, a corrente de hidrocarboneto 102 pode compreender cerca de 20 a 35% de hidrocarbonetos de C2+ . O reservatório de hidrocarboneto 104 pode ter uma camada de água 106, uma camada de óleo e/ou líquido 108 e/ou um tampão de gás 110.

[0036] A corrente de hidrocarboneto 102 pode passar para um componente de separação de óleo/gás 112, por exemplo, um separador de gás-óleo, para separação em uma corrente inferior 116 que contém principalmente óleo vendável e uma corrente de gás associado 118. A corrente de gás associado 118 na modalidade da Figura 1 pode estar em uma pressão entre X e Y, em que X é 689,47 kPa (100 psia), 1378,95 kPa (200 psia), 2068,42 kPa (300 psia), 2757,90 kPa (400 psia), 3447,37 kPa (500 psia), ou 4136,85 kPa (600 psia) e em que Y é kPa 6894,75 kPa (1.000 psia), 6205,28 kPa (900 psia), 5515,80 kPa (800 psia), 4826,33 kPa (700 psia) ou 4136,85 kPa (600 psia). Na modalidade da Figura 1, a corrente de gás associado 118 está na faixa de 3447,37 kPa (500 psia) a 4826,33 kPa (700 psia), como em 4136,85 kPa (600 psia). A corrente de gás associado 118 na modalidade da Figura 1 pode compreender pelo menos cerca de 10% de C2+, 20% de C2+, 30% de C2+, 40% de C2+ ou mais. Na modalidade da Figura 1, a corrente de gás associado 118 compreende de cerca de 15% de C2+ a cerca de 25% de C2+, como cerca de 20% de C2+. O volume da corrente de gás associado 118 na modalidade da Figura 1 pode ser entre X e Y, em que X é 5 mscfd, 10 mscfd, 20 mscfd, 30 mscfd, 40 mscfd, ou 50 mscfd, e em que Y é 200 mscfd, 150 mscfd, ou 100 mscfd. Na modalidade da Figura 1, a corrente de gás associado 118 passa entre 50 mscfd e 100 mscfd. Aquele de habilidade verificará que as modalidades alternativas podem utilizar adequadamente valores alternados e/ou adicionais na prática das técnicas reveladas, e tais modalidades alternativas são consideradas dentro do escopo dessa revelação.

[0037] A corrente de gás associado 118 passa para um componente de enriquecimento 120. O componente de enriquecimento 120 pode compreender uma unidade de refrigeração de propano configurada para reduzir a temperatura da corrente de gás associada 118 a entre X e Y, em que X é +50 °C, +40 °C, +30 °C, +20 °C, +10 °C, 0 °C, -10 °C, -20 °C, ou -30 °C, e em que Y é -70 °C, -60 °C, -50 °C, -40 °C, ou -30 °C. Na modalidade da Figura 1, o componente de enriquecimento 120 resfria a corrente de gás associado 118 a entre -20 °C e -40 °C. O resfriamento da corrente de gás associada 118 por essa quantidade pode requerer que o componente de enriquecimento 120 seja uma unidade de refrigeração configurada para reduzir a temperatura da corrente de gás associada 118 em entre 1 °C e 130 °C. Algumas modalidades podem produzir a energia para o componente de enriquecimento 120 localmente, algumas modalidades podem usar energia remota, e ainda outras modalidades podem usar uma combinação das mesmas.

[0038] O resfriamento da corrente de gás associada 118 pode condensar pelo menos uma porção da corrente de gás associada 118 para obter uma corrente de fluido de hidrocarboneto enriquecido 124. Modalidades alternativas podem utilizar um componente de compressão como um componente de enriquecimento 120 em vez de um componente de refrigeração a fim de condensar a porção da corrente de gás associada 118. Ainda outras modalidades podem utilizar uma combinação de etapas de compressão e refrigeração. A corrente de fluido de hidrocarboneto enriquecido 124 pode ser adequada para injeção no reservatório de hidrocarboneto 104, e pode ser, por exemplo, injetada em uma camada de líquido e/ou de óleo 108 do reservatório de hidrocarboneto 104, por exemplo, como um fluido de inundação miscível. A corrente de fluido de hidrocarboneto enriquecido 124 na modalidade da Figura 1 pode compreender cerca de 55% de C2+, 60% de C2+, 65% de C2+, 70% de C2+ ou mais. Na modalidade da Figura 1, a corrente de fluido de hidrocarboneto enriquecido 124 compreende de cerca de 60% de C2+ a cerca de 70% de C2+, como cerca de 65% de C2+. O volume da corrente de fluido de hidrocarboneto enriquecido 124 na modalidade da Figura 1 pode estar entre X e Y, em que X é 5 mscfd, 10 mscfd, 15 mscfd, 20 mscfd ou 25 mscfd, e em que Y é 40 mscfd, 35 mscfd ou 30 mscfd. Na modalidade da Figura 1, a corrente de fluido de hidrocarboneto enriquecido 124 passa entre 15 mscfd e 30 mscfd.

[0039] O componente de enriquecimento 120 compreende um separador 122 configurado para obter uma corrente de fluido de hidrocarboneto enriquecido 124 e obter um gás pobre (isto é, que carece de hidrocarbonetos superiores), um gás volátil, uma corrente de gás remanescente e/ou uma corrente rica em metano 126, por exemplo, pela condensação de pelo menos uma porção da corrente de gás associada 118. A corrente rica em metano 126 na modalidade da Figura 1 pode compreender menos que ou igual a cerca de 20% de C2+, 15% de C2+, 10% de C2+, ou 5% de C2+. Na modalidade da Figura 1, a corrente rica em metano 126 compreende menos que 10% de C2+. O volume da corrente rica em metano 126 na modalidade da Figura 1 pode estar entre X e Y, em que X é 5 mscfd, 10 mscfd, 20 mscfd, 30 mscfd, 40 mscfd, 50 mscfd, 60 mscfd ou 70 mscfd, e em que Y é 150 mscfd, 125 mscfd, 100 mscfd, 80 mscfd ou 60 mscfd. Na modalidade da Figura 1, a corrente rica em metano 126 passa entre 30 mscfd e 80 mscfd. A corrente rica em metano 126 passa para um componente de compressão de gás pobre 130 para processamento e/ou descarte. A unidade de compressão de gás pobre 130 pode passar pelo menos uma porção da corrente rica em metano 126 para uma tubulação 132 para venda, para uma tubulação 132 para uso em um segundo reservatório de hidrocarboneto (por exemplo, para manutenção de pressão, energia, etc.), e/ou pode passar pelo menos uma porção da corrente rica em metano 126 para uma linha de reinjeção 128 acoplada de modo operacional ao reservatório de hidrocarboneto, por exemplo, para reinjeção no tampão de gás 110 para manutenção de pressão. Em modalidades que passam pelo menos uma porção da corrente rica em metano 126 para uma tubulação para uso em um segundo reservatório de hidrocarboneto, o segundo reservatório de hidrocarboneto pode estar localizado em um campo próximo e/ou adjacente ao primeiro reservatório de hidrocarboneto. O uso de gás de um reservatório de hidrocarboneto próximo e/ou adjacente para manutenção de pressão pode fornecer eficiências significativas em comparação com o uso de gás a partir de uma localização alternativa. Os elementos versados na técnica apreciarão que em modalidades que enviam pelo menos uma porção da corrente rica em metano 126 para uma tubulação para venda, equipamentos adicionais e/ou alternativos podem ser requeridos para assegurar que a corrente rica em metano 126 satisfaça as especificações de tubulação, por exemplo, valor de aquecimento, índice de Wobbe, etc.

[0040] Assim, são descritos no presente documento métodos e sistemas para obtenção de fluidos de hidrocarboneto enriquecidos autoproduzidos que são adequados para injeção em um reservatório de hidrocarboneto, como uma camada de líquido de um reservatório de hidrocarboneto, para melhorar a recuperação de hidrocarbonetos a partir do reservatório de hidrocarboneto. Os métodos podem compreender produzir uma corrente de hidrocarboneto a partir do reservatório de hidrocarboneto, separar uma corrente de gás associada da corrente de hidrocarboneto e condensar pelo menos uma porção da corrente de gás associada para obter um fluido de hidrocarboneto enriquecido. O método também pode compreender separar uma corrente rica em metano da corrente de gás associada. O método pode compreender adicionalmente injetar pelo menos uma porção da corrente de fluido de hidrocarboneto enriquecido no reservatório de hidrocarboneto, como em uma camada de líquido do reservatório de hidrocarboneto, como uma camada de óleo do reservatório de hidrocarboneto.

[0041] Em algumas modalidades, a condensação da corrente de gás associada pode compreender o resfriamento pela refrigeração da corrente de gás associada em pelo menos 1 °C e até em 130 °C. Em algumas modalidades, a corrente de gás associada pode ser resfriada para uma temperatura que está na faixa de cerca de +50 °C a cerca de -70 °C, ou para uma temperatura como descrito adicionalmente acima em referência à Figura 1.

[0042] De preferência, a corrente de hidrocarboneto enriquecida compreende uma quantidade de hidrocarbonetos de C2+ de modo que a corrente de hidrocarboneto enriquecida seja miscível com o óleo no reservatório de hidrocarboneto nas condições de temperatura e pressão no interior do reservatório. Por exemplo, a quantidade de hidrocarbonetos de C2+ na corrente de hidrocarboneto enriquecida pode ser maior que 55% em mol ou maior que 60% em mol, ou em uma quantidade como descrito adicionalmente acima em referência à Figura 1.

Claims

Método de obtenção de um fluido de recuperação de óleo melhorado a partir de um reservatório de hidrocarboneto (104), compreendendo:
produzir uma corrente (102) de hidrocarboneto a partir do reservatório de hidrocarboneto;
separar uma corrente (118) de gás associada da corrente de hidrocarboneto; e
condensar pelo menos uma porção da corrente de gás associada para obter um fluido de hidrocarboneto (124) enriquecido adequado para injeção em uma camada de líquido (106) do reservatório de hidrocarboneto para melhorar a recuperação de hidrocarbonetos a partir do reservatório de hidrocarboneto, caracterizado pelo fato de que condensar pelo menos uma porção da corrente de gás associada compreende reduzir a temperatura da corrente de gás associada entre 1o Celsius e 130° Celsius.
Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente:
separar uma corrente (126) rica em metano da corrente de gás associada, em que a corrente rica em metano compreende substancialmente metano.
Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que a corrente de metano está em uma fase gasosa.
Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma dentre a separação da corrente de gás associada da corrente de hidrocarboneto, e a condensação de pelo menos uma porção da corrente de gás associada, ocorrem em uma instalação localizada próximo ao reservatório de hidrocarboneto.
Método, de acordo com a reivindicação 1 caracterizado pelo fato de que a etapa de condensação e a etapa de separação ocorrem substancialmente ao mesmo tempo.
Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a condensação de pelo menos uma porção da corrente de gás associada compreende reduzir a temperatura da corrente de gás associada para uma temperatura entre +50° Celsius e -70° Celsius.
Método de recuperação de óleo melhorado que usa fluidos de reservatório autoproduzidos compreendendo:
produzir uma corrente (102) de hidrocarboneto a partir de um reservatório de hidrocarboneto (104);
separar uma corrente (118) de gás associada da corrente de hidrocarboneto;
refrigerar a corrente de gás associada para obter uma corrente (126) de gás remanescente e um fluido de hidrocarboneto enriquecido (124), em que a corrente de gás remanescente compreende principalmente metano; e
injetar pelo menos uma porção da corrente de fluido de hidrocarboneto enriquecido em uma camada de óleo (108) do reservatório de hidrocarboneto;
caracterizado pelo fato de que
a refrigeração compreende reduzir a temperatura da corrente de gás associada em entre 1o Celsius e 130° Celsius; e
a corrente de fluido de hidrocarboneto enriquecido compreende pelo menos 55% de C2+ para assim funcionar como um fluido de recuperação de óleo melhorado miscível eficaz.
Método, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente:
injetar pelo menos uma porção (128) da corrente de gás remanescente em um tampão de gás (110) do reservatório de hidrocarboneto.
Método, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que a corrente (126) de gás remanescente compreende principalmente metano, que compreende adicionalmente:
vender uma porção (132) principalmente de metano da corrente remanescente em um mercado.
Método, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma da etapa de separação e da etapa de refrigeração, ocorrem em uma instalação localizada próximo ao reservatório de hidrocarboneto.
Sistema para obtenção de um fluido de recuperação de óleo melhorado a partir de um reservatório de hidrocarboneto compreendendo:
uma cabeça de poço conectada de modo operacional ao reservatório de hidrocarboneto (104) e configurada para receber uma corrente de hidrocarboneto do reservatório de hidrocarboneto; e
um componente de enriquecimento (120) acoplado de modo operacional à cabeça de poço, em que o componente de enriquecimento é configurado para:
receber a corrente de hidrocarboneto;
separar uma corrente (118) de gás associada da corrente de hidrocarboneto; e
condensar pelo menos uma porção da corrente de gás associada para obter um fluido de hidrocarboneto (124) enriquecido, caracterizado pelo fato de que o componente de enriquecimento compreende uma porção de refrigeração configurada para reduzir a temperatura da corrente de gás associada em entre 1o Celsius e 130° Celsius.
Sistema, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente:
uma linha de reinjeção acoplada de modo operacional ao componente de enriquecimento (120) e configurada para passar o fluido de hidrocarboneto enriquecido para um componente de inundação miscível, em que o componente de inundação miscível é configurado para injetar o fluido de hidrocarboneto enriquecido em uma camada de óleo (108) do reservatório de hidrocarboneto.
Sistema, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente:
uma tubulação acoplada de modo operacional ao componente de enriquecimento e configurada para passar uma corrente (132) de gás que compreende substancialmente metano na direção oposta ao reservatório de hidrocarboneto.
Sistema, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que o componente de enriquecimento é adicionalmente configurado para obter uma corrente (126) de gás volátil a partir da corrente de gás associada, em que a corrente de gás volátil compreende metano.
Sistema, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que o fluido de hidrocarboneto enriquecido compreende pelo menos 60% de C2+.
Sistema, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente:
uma tubulação acoplada de modo operacional ao componente de enriquecimento e configurada para passar o fluido de hidrocarboneto enriquecido para um segundo reservatório de hidrocarboneto.
Sistema, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que o componente de enriquecimento está próximo da cabeça de poço.