CN110959064A - 上游石油和天然气工业的改进技术 - Google Patents

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Abstract

液态或超临界状态的CO2由至少一个载运船舶(7)从至少一个可能是陆上地点的CO2储存地点(10)输送到集成的海上设施(1)。集成的海上设施设置有至少一个适于储存液态或超临界状态CO2的现场存储罐(5)或储存容器(6)，并设置有用于海上传输液态或超临界状态CO2的设备(8)。根据需要，通过注入海底油田或天然气的储层并从获得的生产流中回收油和/或天然气，将CO2从所述至少一个现场储罐或储存容器中用于所述离岸地点的EOR或所述离岸地点的EGR。

Description

上游石油和天然气工业的改进技术
本发明涉及上游的石油和天然气工业。更具体地，我们公开了基于CO2的石油开采增强(以下称为“EOR”)或基于CO2的天然气开采增强(以下称为“EGR”)的方法和设备。
各种EOR和EGR技术可用于提高来自储层的石油或天然气的生产率和采收率。将CO2注入到储层，特别是已经明显贫化的储层中的基于CO2的EOR或EGR技术，已经提出用于提高液态或气态碳氢化合物的开采，正如水气交替的技术(以下简称“WAG”)，交替使用注入的水和气，适合的话为CO2。采用CO2的WAG技术应视为基于CO2的EOR或EGR技术的子集。
虽然许多陆上油田，尤其是美国和加拿大的陆上油田，已经从基于CO2的EOR技术中受了益，但将CO2注入近海油气田的应用问题更加棘手，因此必须通过从碳氢化合物生产线中除去CO2气体来稳定供给可获得的CO2气体。
基于CO2的EOR的潜在技术和经济利益已广为人知，并且可能适用于基于CO2的EGR(例如参见“Economic Impacts of CO2-Enhanced Oil Recovery for Scotland”,Pershadet al.,July 2012,Element Energy Ltd and Heriot Watt University for ScottishEnterprise)。这些措施包括提高了碳氢化合物的生产率，尤其是在成熟石油和天然气田中，以及提高了碳氢化合物的采收率(技术上和经济上可生产的储层中的油气比例)。
但是，迄今为止，基于CO2的EOR/EGR在海上油气田的应用受到多种因素的限制，以下将对这些因素进行进一步讨论，即：
·近海缺乏二氧化碳。
·所需的二氧化碳量随时间变化。
·无法匹配二氧化碳的供需。
·将二氧化碳应用于现有生产设施的困难。
·老化资产的剩余使用寿命有限。
·小型和/或偏远的油气田二氧化碳供气的使用。
这些问题的结果是，错过了许多基于CO2的EOR/EGR的机会(包括现有油气资产和新油气资产)。
实现碳氢化合物采收率提高所需的二氧化碳数量是非常可观的，据估计约为每桶增产石油0.4吨二氧化碳的量级[“The Economics of CO2-EOR Cluster Developments inthe UK Central North Sea/Outer Moray Firth”,Prof.Alexander Kemp et al,Dept.ofEconomics,University of Aberdeen:North Sea Study Occasional Paper No:123,January 2012]。因此，即使是适度的石油增产速度，所需的CO2量也将是可观的。
为了利用基于CO2的EOR/EGR，除了注入CO2的工厂和设备之外，碳氢化合物生产设施还需要以下条件：
·将二氧化碳从生产线中分离出来并进行必要处理的工厂和设备。
·压缩“再循环”CO2流以备用于泵送和再注入的机械。
·在整个工厂的大部分地方，酸性气体的性能应符合材料规格等。
对于现有的设施，这些设施或者是不存在的(天然碳氢化合物流不包含明显的CO2)，或者是不足的(低于基于CO2的EOR/EGR所需的实质处理能力)。结果，通常认为，基于CO2的EOR/EGR无法在不进行大规模修改和增加工厂的情况下应用于现有的碳氢化合物设施。以亚历山大·肯普教授等人的估算为例，以每天30000桶的增量采油速度为例，每天大约需要12000吨CO2。一旦从产出液中分离出来，“再循环”的CO2将处于气态。工厂(例如容器和管道)的设计体积流量必须考虑到这一点。此外，将需要就位具备必要功能(驱动器功率，压力比和体积流量)的压缩机械。对于将基于CO2的EOR/EGR应用于现有的离岸资产，所需的所有新工厂的重量和占地面积都不太可能由现有工厂的上部容纳。可能必须安装新的夹套(例如：新的桥联平台)或新的浮动设施。这种资本密集型的修正很可能使该方案不适用于旧的资产，尤其是对于产量下降的资产。
从理论上讲，基于CO2的EOR/EGR在技术上对于生产率下降的老旧油气田将是一个特别有吸引力的提议。然而，尽管这些技术具有延缓油田寿命的潜力，但是根据上述现有设备可能需要的修正和增加的资本支出来看，资产寿命的延长可能会很短。安装在固定夹套或固定重力基座结构上的新工厂以及CO2输送管道将不是吸引人的投资。
对于规模较小或偏远的生产设施，除非存在可用的CO2，否则基于CO2的EOR或EGR所需的支出可能没有吸引力。
以前曾考虑过将二氧化碳通过轮船运输到近海碳氢化合物设施[“ShipTransport of CO2 for Enhanced Oil Recovery-Literature Survey”,Dr PeterBrownsort,Scottish Carbon Capture&Storage,January 2015]，但该研究并未解决重要问题，这对船舶运输是否会提供可行替代方案产生重大影响的问题。特别是，在Brownsort博士的研究中，没有任何关于提供现场CO2存储功能的建议，这意味着：
·从油轮上卸下CO2的速率必须与所供应的CO2的所需注入速率相匹配。
·碳氢化合物的生产很容易受到所供应的CO2供应中断的影响，这可能是由于恶劣天气导致CO2运输船计划延误等常规情况造成的。
由于上述所有原因，迄今为止，基于CO2的EOR或EGR尚未被视为海上设施的经济上可行的前景。
本发明的教导旨在减轻或克服这些问题。
根据本发明的第一方面，提供了一种用于基于离岸CO2的EOR或基于离岸CO2的EGR的方法，其中：液态或超临界状态的CO2由至少一个载运船舶从至少一个CO2储存地点输送到集成的海上设施，该设施具有至少一个适合于以液态或超临界状态存储CO2的现场存储罐或船舶，以及用于海上传输液态或超临界状态CO2的设备；并根据需要通过注入海底石油或天然气储层并从产生的生产流回收油和/或天然气来从所述至少一个现场储罐或船舶中将CO2用于所述离岸地点的EOR或所述离岸地点的EGR。
本领域的技术人员将容易理解，适于储存液态或超临界状态CO2的储罐必须是专用于此目的的储罐，而不仅仅是常规用于CO2的石油或天然气储罐。
根据本发明的第二和替代方面，基于离岸CO2的EOR或基于离岸CO2的EGR的设备，包括集成的离岸设施，其具有：
至少一个适于存储液态或超临界状态CO2的现场存储罐或船舶，以及用于海上传输液态或超临界状态的CO2的设备；
将二氧化碳注入海底油田进行EOR或注入海底天然气田以进行EGR的设备；和
从产生的生产流中回收石油和/或天然气的设备；
至少一个载运船舶，其适于将液态或超临界状态的CO2从至少一个CO2存储地点输送到所述集成的海上设施。
至少一个CO2储存地点优选地是陆上地点，但是也可以是或包括具有至少一个适于在所述设施处储存源自生产流的过量CO2的现场存储罐或船舶的集成海上设施，CO2以液态或超临界状态存储。
集成的海上设施可包括以下一种：基于重力的混凝土结构，通过设置在海床上的结构的压载重量位于固定位置；以及基于重力的钢结构，其中上部由罐体和钢夹套组合支撑。钢夹套通过压载舱位于海床上，压载舱可清空，以使该结构浮起以便搬迁；所述适于储存液态或超临界状态CO2的现场储罐与任何压载舱是分开的，并设置在压载结构中或安装在海床上。
可替代地，集成的海上设施包括浮动结构，该浮动结构包括以下的一种：(a)浮动产品存储和卸载结构，其中海上船舶具有船体和甲板，船体为船形且通常为圆柱形形状，并且其中设置有用于定期向油轮卸油的储油罐，甲板上设置有碳氢化合物加工设备，(b)具有船体和甲板的浮动天然气结构，并包括具有顶部工厂的船用天然气生产设施，包括在其甲板上的液化工厂和在其船体中的液化天然气储罐，用于定期卸载至液化天然气油轮，(c)连接到海床上的桅杆，包括深度垂直定向的位于水线以下的圆柱体部分，和由圆柱体部分支撑的浮动平台，包括含有采油设施的顶部，储油罐位于垂直圆柱体部分内，用于定期向油轮卸货；(d)半潜式潜水器结构，包括浮力平台，该平台设有压载舱以用于放置在水线以下的油或液化天然气，潜入水中的结构与海底相连，以及(e)张力支腿平台，其中通过张力系绳设置浮力平台，以确保其相对于海底的垂直位置且在浮动结构中设置有适于储存液态或超临界状态CO2的所述存储罐。
在另一替代方案中，集成的海上设施包括自升式结构，其中具有支腿并拖曳至选定位置的驳船式生产平台或者直接从海床或从位于海床上的压载钢罐顶靠在所述支腿上。在驳船和压载舱之一中设置有适于储存液态或超临界状态CO2的所述存储罐。
在又一替代方案中，集成的海上设施设置有单独的浮动存储和卸载船舶，而没有油气生产设施，该船舶设置有适于储存液态或超临界状态CO2的所述存储罐。
换句话说，集成的海上设施可以是这样的设施，例如将CO2储罐整合到适当设施的石油平台(即本实施例中的平台)，也可以是其中的CO2储罐集成到单独的浮动存储和卸载船的设施。在这种结构的优选实施例中，单独的船舶设置有工厂和设备，其具有能力处理含有CO2的碳氢化合物生产流以及从生产流体中分离CO2，并具有能力处理并施加给CO2必要的压力和温度调节，因此达到液态或超临界状态；并具有达到注入海底油田或海底天然气田所需的CO2压力和温度的工厂和设备。这种结构使得EOR或EGR能够在最初设计为不使用该技术的现有离岸设施中使用，特别是储量有限和/或生产率低，和/或在其接近尾声下运行的设施中。同时避免了在不可行的固定结构上的资本支出，从而延长了原本已大量消耗的海上油气藏的寿命或提高了其生产能力，并实现了固碳措施，而且所有这些都无需安装二氧化碳运输管道。当不再需要时，可以将单独的浮动式存储和卸载船拖走，以用于其他地方。
通过船舶将CO2输送到集成的海上设施，可克服与管道运输有关的成本限制因素。将CO2现场存储在离岸设施提供的存储罐或船舶中，使运载船舶不必以这种注入所需的速度和时间将CO2直接从其注入海底石油或天然气田中。由于注入方式并不能决定从运载船舶转移二氧化碳的传输速率和时间，因此可以更有效地利用运载船舶。此外，由于最佳的注入条件不同于CO2的储存和运输相关的条件，因此通常需要更高的温度和更高的压力，因此，如果注入设备位于海上设施而非运载船舶上，则可以获得更好的结果，因为CO2可以以所需的速率从海上设施的储罐或船舶中抽出，并在所需的温度和压力下注入。运载船舶的资本成本也降低了。与从运载船舶上直接注入相比，从海上设施的储罐或船舶进行注入，避免了注入中断以及由于停止和开始生产井及其他顶侧工厂和设备而造成的石油或天然气生产中断，所有这些中断都是由例如因恶劣的天气而造成运输传送或运输延误之间的差距。
上面定义的集成海上石油或天然气设施从其自身方面看认为是具有新颖性和创造性的。因此，在本发明的第三替代方面，我们提供了一种集成的海上石油或天然气设施，其具有：
至少一个适于存储液态或超临界状态CO2的现场存储罐或船舶，以及用于海上传输液态或超临界状态CO2的设备；
将CO2注入海底油田进行EOR或注入海底天然气田以进行EGR的设备；和
从获得的生产流中回收石油和/或天然气的设备。
优选地，集成的海上石油或天然气设施还额外都具有工厂和设备，该工厂和设备具有处理含有CO2的碳氢化合物的生产流，将CO2与生产流体分离的能力，并处理并对CO2施加必要的压力和温度调节，因此达到了液态或超临界状态；以及具有达到所需CO2压力和温度的设备，以将其存储在所述至少一个现场存储罐或船舶中或注入海底油田或海底天然气田。
现在将参考附图，仅通过示例的方式对优选实施例进行描述，其中：
图1是多个陆上CO2产生厂，代表性的集成海上设施和多个运载船舶的示意图。
图2是采用本发明教导的系统示意性流程图。和
图3示出了如何对不同形式的海上设施进行分类。
在图1中的1处示意性地示出了集成的海上设施。为了便于说明，提前缩短了所示距离。实际上，海上石油和天然气设施通常位于距离海岸线2数英里的地方，尤其是在北海。所示的海上设施是MOPU(移动海上生产单元)类型，通过立管3连接到多个海底井口4，但是可以采用用于海上石油或天然气设施的任何常规形式，如下文将更详细阐明的那样。所示的漂浮单元包括至少一个，并且优选多个储罐5，用于储存漂浮单元的船体6内的液态或超临界状态CO2。示出了运输船舶7的船队中的一个7a，其使用位于浮动单元上的海上传送液态或超临界状态CO2的设备8从该船舶卸载液态或超临界CO2到储罐5。
多个陆上CO2产生厂9，例如可以包括电站或大型工业综合体，与沿海岸线的CO2装载码头10相关联。产生厂9可以通过用于气态、液体或超临界CO2的管道11和/或通过其他运输方式(例如在产生厂9和码头10之间沿着铁路或公路网络运行的公路或铁路油轮)进行关联，以将CO2从生产基地9运送到码头10。
一列CO2运输船7，能够同时装载(由码头10a处的运输工具7b示出)，从码头到近海设施的运输(由运输工具7c示出)以及在离岸设施处进行卸载(由运输方7a示出)，使得离岸设施1始终可以提供足够的液态或超临界CO2供应。我们设想，实际上，将会有大量的运输船船队7为许多离岸设施1服务。在码头10处或者其附近，适当地设置了存储罐12，这些存储罐可以与用于将输送到码头设施的气态CO2在装载到运载容器内之前转换成液体或超临界形式的设备相关联。
离岸设施1设有设备13，用于将CO2注入EOR的海底油田，注入EGR的海底天然气田或注入进行EOR和/或EGR的冷凝物油田(在油田和天然气之间的中间油田，其中有效量的液体以蒸汽或细小液滴的形式有效存在于气体中)。
用于海上运输CO2的设备8通常类似于海上运输石油或液化天然气的设备，对于本领域技术人员来说，选择，购买或制造合适的此类设备不需要任何其他细节。类似地，EOR和EGR是已知的技术，并且本领域的技术人员对将CO2注入海底油田，注入到海底天然气田，或注入到海底中冷凝物油田所需的设备13种类是熟悉的。类似地，从碳氢化合物生产流中分离CO2以及后续CO2处理的设备也本身都是已知的。因此，对于分离和处理CO2或提高压力和调节CO2温度以匹配所需喷射条件的工厂和设备，或相关技术如压缩机、泵、冷却器或控制系统的详细描述并不是必要的。
海上设施可包括如上所述，且如图3中所分类的许多不同结构中的一种。根据本发明的教导，钢制GBS(重力基结构)在海底设有钢制储罐，升降平台在海床上设有钢制储罐、撑杆、FLNG(浮动液化天然气)结构，FPSO(浮动生产存储和卸载)结构，FSO(浮动存储和卸载)结构以及混凝土GBS。都可具有能够海上传输CO2的设备，并具有适合存储液态或超临界CO2的储罐。类似地，半潜式潜水器的底部可设有能够存储液体或超临界CO2的储罐。当它是常规自升式平台、TLP(张力腿平台)或钢夹套时，在海上设施中应适当提供单独的浮式储罐。
单独的船舶，并不像图1中1处所示的那样，但是，当那一设施不是最初设计为使用基于CO2的EOR或基于CO2的EGR技术时，系在一起的现有油田或天然气设施(包括先前已停用的此类设施)是特别合适的，尤其是这样一种设施，其储量有限和/或生产率低，和/或在接近其现场寿命即将结束时运行。通过使单独船舶设置用于海上输送CO2的设备8，用于液态或超临界CO2的储罐，以及用于处理含有CO2的生产流，分离和处理分离的CO2并将气态CO2转化为准备好进行注入所需条件的工厂和设备，以及将二氧化碳注入海底油田进行EOR或进入海底天然气油田进行EGR所需的设备13，这无需在原来的海上设施上设置此类设备8和/或设备13。当这种新的工厂和设备设置在单独的船舶上时，它将具有酸性气体能力，而原始海上设施的说明书中可能未包括这些能力。
在现有油田或天然气田中进行EOR或EGR的情况下，在向海底油田或天然气田注入CO2的初始阶段之后，CO2将会夹带在油气田生产的石油或天然气中。无论是设置在设施本身上，还是设置在上述讨论的单独船舶上并与原始设施系在一起，都应设置能够处理含有CO2的生产流，从生产流体中分离出CO2以及处理和对分离出的CO2施加必要的压力和温度调节的工厂和设备14，使其达到液态或超临界状态，它可与供送自运输船舶并保存在设施本身上或如果存在的其它单独船舶上储罐中的一定数量新鲜液态或超临界CO2一起重新注入海底石油或天然气田，以便随时补充所需的CO2量。同样，通过采用基于CO2进行EOR或进行EGR的现有碳氢化合物类生产设施中使用此类适当的工厂和设备而从生产流中分离出的CO2，可用于从生产流中分离和处理CO2并将其传送到现场的CO2存储罐，以便以后注入。这样的工厂和设备应该是本领域技术人员熟悉的。因此，不需要对在这种工厂和设备中使用的分离器、压缩机、泵、控制系统等进一步详细描述。
北海的英国和挪威地区将特别受益于本文公开的技术。这些地区有许多成熟的油田，其石油和天然气的产量正在下降，但与具有高能耗经济(许多CO2来源)的欧洲国家和众多可以用作CO2装载点的海港相距较近。容易理解的是，本文描述的方法和本文描述的装置具有附带的益处，即在操作中，大量的CO2被隔离在海底储层中。
作为示例，通过下面的计算示出了当应用本发明的教导时海上设施所需的存储。
如上所述，据肯普(Kemp)等人估计，针对EOP，每增加一桶采出油需要增加0.4吨的二氧化碳。
还可参考“A New Equation of State for Carbon Dioxide Covering theFluid Region from the Triple-Point Temperature to 1100°K at Pressures up to800MPa”,Span et al,J.Phys.Chem.Vol 25,No:6,1996，有关二氧化碳状态的讨论。
根据肯普(Kemp)的估计，每天增加30000桶的石油采油量，将有必要每天注入12000吨的CO2。液态CO2的温度通常为-53℃，绝对压力为7.5bar，密度为1166kg/m3。超临界CO2通常的温度为37℃，绝对压力为80bar，密度为328kg/m3。由此可以很容易地看出，每天所需的CO2量在液态下将占10292立方米，在超临界态下将占36585立方米。
考虑到液态和超临界状态下CO2的密度和所需压力之间存在显着差异，以液体而不是超临界状态进行存储具有以下优点：存储容器或储罐无需太大或太大加压到很高的程度。此外，遵守健康与安全要求也可能会面临较少的挑战。然而，关于成本、占地面积、可操作性和可用性的海上设施设计的优化使得在至少部分时间中以超临界状态存储至少一些CO2是有利的。因此，本发明要求的“至少一个适于以液态或超临界状态存储CO2的现场存储罐或船舶”可以包括多种不同的可能性，包括：一个或多个存储罐和/或船舶用于存储液态二氧化碳；一个或多个存储罐和/或船舶用于储存超临界状态的二氧化碳的；一个或多个存储罐和/或船舶用于储存液态二氧化碳以及一个或多个存储罐和/或船舶用于储存超临界状态的二氧化碳。
长期注入的一部分CO2将由先前注入的气体(“再循环的”CO2)组成。这种“再循环”的CO2将夹带在所产生的石油或天然气中，并在分离时处于气态。除处理外，还需要进行压缩以准备泵送和重新注入。
继续上述实施例，并考虑两种情况，其中50％和75％的注入CO2来自生产流。必须分离、处理和压缩的CO2量将分别是6000吨/天CO2，9000吨/天的CO2。以体积计，在气态下，这些相当于每天321万标准立方米和每天481万标准立方米。
因此，处理“再循环”CO2流所需的工厂能力十分显著。除非最初设计的石油或天然气设施考虑了采用基于CO2进行EOR或EGR，否则最好是处理酸性气体，以及分离、处理、压缩和泵送此类气态CO2所需的工厂和设备设置在为此目的设计的单独容器上。
现在将参考图2来解释如何将本发明的教导内容整合到整个油气资产的功能内。
步骤15中在岸上生产CO2，并在步骤16中在岸上或在运输船上将其转化为液态或超临界CO2。在步骤17中，将CO2装载到运输船上。在步骤18中，CO2通过海上运输。在步骤19中，将该运输船连接到集成海上设施上，以在步骤20中卸载CO2。在步骤21中，将空的运输船分离，然后返回到步骤22中的相同或其他港口以再次装载CO2。在步骤23中，液态或超临界CO2存储在集成于合适设施内的储罐中，或者存储在集成于相邻单独容器并与合适设施一起形成集成设施的储罐中。在步骤24中从储点中泵送液态或超临界的CO2，并在步骤26将其注入注入井前，在步骤25对温度和压力进行调节。生产井27将流体传递至28处的生产流体接收处，并随后传递到油/气/水/CO2分离和处理厂29。产生/再循环的CO2从设备29传递到进一步的处理步骤30，并由此-在步骤31中产生液态或超临界的CO2并输送到储存器23，或直接输送到泵送步骤24进行重新注入。工厂29产出的天然气流经过进一步处理和/或压缩步骤32，以在步骤33中直接输出或液化并就地存储，或流至基于天然气的二次回收和/或进行EOR的步骤34，由此一些气体或所有气体都被送回到生产井27，以再次在产出液中释放，或者注入注入井26。来自工厂29的产出油/冷凝油流体进入另一个油和冷凝油处理步骤35，因此在步骤36中直接输出或现场存储。来自工厂29的采出水流进入另一个水处理步骤37，然后在步骤38中进行处置，或者进入基于水的二次回收和/或EOR/EGR步骤39注入注入井26。
本领域技术人员应该理解，在没有进一步解释或详细描述的情况下，在实际的海上设施中为实施本发明的教导，预期会出现以下设备：
·用于生产流体的接收、分离和处理的设备。
·石油、冷凝油和天然气储存和/或输出的工厂和设备。
·在特定情况下，用于液化、储存和卸载天然气的设备。
·机械装置，例如泵，压缩机和发电设备。
·控制系统。
·安全系统。
·卸载设备。
·容纳设备。
基于CO2的EOR/EGR最吸引人的应用之一是老化资产和生产下降中的资产。因此，尽管本发明的教导可适用于新的/计划的生产设施以及现有的海上生产设施，但是它们对现有设施的应用值得特别考虑。
本领域技术人员将容易地意识到，根据本发明的教导采用的方法和设备将避免许多先前存在的阻止近海广泛使用EOR和EGR技术的问题。
使用这种CO2进行基于CO2的EOR/EGR，就无需建立连接适当定位的陆上CO2源与海上设施的管道。
无需使CO2“生产者”生产的数量和变量与CO2“用户”(海上设施)的运营需求相匹配。例如，发电厂产生的CO2可能会由于电网需求(每天，每季度)有所不同，但石油生产设施却往往会以恒定的速度运行。
石油/天然气运营商可能需要注入的CO2量会随着时间而发生变化的进一步复杂情况-尤其是在基于CO2进行EOR/EGR的应用形成阶段，也可以避免。之所以会出现这种可变性，是因为在过程开始时，将需要向储层中“充入”CO2。在此期间，注入的CO2将完全是陆上CO2生产商“供应”的CO2。之后，先前注入的CO2将夹带在产生的碳氢化合物中。至少一部分这种夹带的CO2可分离、处理和再注入。因此，随着注入的CO2流中“供应的”和“循环的”CO2的比例发生变化，所需的“供应的”CO2量也将发生变化。无法准确预测含CO2的碳氢化合物流到达生产井的时间(以及在多大程度上减少所需的“供应的”CO2量)。因此，迄今为止很难建立未来的CO2的购买合同。
除了CO2供应商的生产率每日/每季度变化之外，由于石油/天然气资产所需“供应的”CO2数量会随时间变化，因此，将会很难在CO2供应商与石油/天然气设施运营商之间建立公平的合同。迄今为止，只有通过建立连接众多CO2生产商和大量CO2使用者之间广阔的CO2碳管道网格，才能消除特定CO2供应商的生产率和特定石油/天然气设施运营商所需的CO2数量之间的差异。然而，要建立广阔的CO2管道网络将需要大量的资本支出。这将既昂贵又费时。此外，如此高的资本支出不太可能在北海等成熟的油气盆地中证明其经济性，因为即使采用EGR/EOR技术，海上设施的剩余使用寿命也很可能受到限制。
本发明的教导将先前仅被认为是成熟的海上碳氢化合物盆地理论可能性的EGR/EOR，转变成具有油气回收的经济潜力和同时能够封存大量陆上产生的CO2的可实际部署的技术。
尽管本发明在利用陆上产生的CO2方面特别有用，但是如上所述，可以使用相同的技术来利用海上石油或天然气设施生产流中存在的过量CO2，否则这些CO2会排放到大气中或不得不管道输送到其他地方。因为先前在那些设施使用了EOR/EGR，或者因为相关的海底储层包含CO2以及有用量的石油或天然气，所以CO2可能存在于生产流中。有问题的海上设施可能不适合EOR/EGR，因此对于其生产流中夹带的CO2毫无用处。或者，其生产流中夹带的二氧化碳可能比那些设施EOR/EGR所需的更多。在任何一种情况下，这一第二离岸设施都用作储存液态或超临界CO2的CO2储存设施，该设施可以以类似于前述陆上场所的方式用作CO2源。然后，液态或超临界状态存储的CO2定期卸载到一个或多个运输船上，以输送到单独的集成海上设施，例如图1中的1所示，其中CO2用于EOR或EGR，与上述完全相同。

Claims (15)

1.用于离岸基于CO2进行EOR或用于离岸基于CO2进行EGR的方法，其中：液态或超临界状态CO2由至少一个载运船舶从至少一个CO2储存地点输送至集成的离岸设施，所述设施具有至少一个适于储存液态或超临界状态CO2的现场存储罐或船舶，以及用于海上传输液态或超临界状态CO2的设备；并根据需要从所述至少一个现场储罐或船舶中利用CO2，通过注入海底石油或天然气储层并从获得的生产流中回收油和/或天然气来用于所述离岸地点进行EOR或在所述离岸地点进行EGR。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，所述集成海上设施设置有单独的浮动存储和卸载船舶，而没有石油或天然气生产设施，所述船舶设置有所述至少一个适于储存液体或超临界状态CO2的存储罐。
3.根据权利要求2所述的方法，其中，所述单独的船舶设置有工厂和设备，其具有能力处理含有CO2的碳氢化合物生产流以及从生产流体中分离CO2，并具有能力处理并施加给CO2必要的压力和温度调节，因此达到液态或超临界状态；并具有达到注入海底油田或海底天然气田所需的CO2压力和温度的工厂和设备；由此所述单独的船舶可应用于近海场所进行基于CO2的EOR或基于CO2的EGR而不需要针对基于CO2的EOR或基于CO2的EGR进行另外配置，并且适用于当不再需要在新的近海场所使用时可将其拖离所述场所。
4.根据前述任一项权利要求所述的方法，其中，所述集成的海上设施还包括用于从所述生产流中分离出CO2，以便直接再注入或存储在所述至少一个现场存储罐或船舶中的设备。
5.根据前述任一项权利要求所述的方法，其中，所述至少一个CO2储存地点包括第二集成的海上设施，其设有至少一个适于储存液态或超临界状态CO2的现场存储罐或船舶，以及海上运输液态或超临界状态CO2的设备；所述第二集成的海上设施具有石油/天然气生产流，其包含第二集成的海上设施使用不需要的或超出需求的夹带CO2。
6.根据权利要求1至4任一项所述的方法，其中，所述至少一个CO2储存地点是至少一个陆上地点，CO2通过管道、道路和铁路中的至少一个从至少一个生产出CO2废物的设施传送到陆上地点，且其中，CO2在所述设施和陆上场所之一处液化或变得超临界。
7.用于进行离岸基于CO2的EOR或离岸基于CO2的EGR的装置，包括：
具有以下部分的集成离岸设施：
至少一个适于存储液态或超临界状态CO2的现场存储罐或船舶，以及用于海上传输液态或超临界状态的CO2的设备，将CO2注入海底油田进行EOR或注入海底天然气田以进行EGR的设备；和从产生的生产流中回收石油和/或天然气的设备；和至少一个载运船舶，其适于将液态或超临界状态的CO2从至少一个远离所述集成离岸设施的CO2存储地点，优选陆上地点，输送到所述集成的海上设施。
8.根据权利要求7所述的装置，其中，集成的海上设施包括以下一种：基于重力的混凝土结构，通过设置在海床上的结构的压载重量位于固定位置；以及基于重力的钢结构，其中上部由罐体和钢夹套组合支撑，钢夹套通过压载舱位于海床上，压载舱可清空，以使该结构浮起以便搬迁；所述适于储存液态或超临界状态CO2的现场储罐与任何压载舱是分开的，并设置在压载结构中或安装在海床上。
9.根据权利要求7所述的设备，其中，所述集成的海上设施包括浮动结构，该浮动结构包括以下的一种：(a)浮动产品存储和卸载结构，其中海上船舶具有船体和甲板，船体为船形且通常为圆柱形形状，并且其中设置有用于定期向油轮卸油的储油罐，甲板上设置有碳氢化合物加工设备，(b)具有船体和甲板的浮动天然气结构，并包括具有顶部工厂的船用天然气生产设施，包括在其甲板上的液化工厂和在其船体中的液化天然气储罐，用于定期卸载至液化天然气油轮，(c)连接到海床上的桅杆，包括深度垂直定向的位于水线以下的圆柱体部分，和由圆柱体部分支撑的浮动平台，包括含有采油设施的顶部，储油罐位于垂直圆柱体部分内，用于定期向油轮卸货；(d)半潜式潜水器结构，包括浮力平台，该平台设有压载舱以用于放置在水线以下的油或液化天然气，潜入水中的结构与海底相连，以及(e)张力支腿平台，其中通过张力系绳设置浮力平台，以确保其相对于海底的垂直位置且在浮动结构中设置有适于储存液态或超临界状态CO2的所述存储罐。
10.根据权利要求7所述的装置，其中，所述集成的海上设施包括自升式结构，其中具有支腿并拖曳至选定位置的驳船式生产平台或者直接从海床或从位于海床上的压载钢罐顶靠在所述支腿上，在驳船和压载舱之一中设置有适于储存液态或超临界状态CO2的所述存储罐。
11.根据权利要求6所述的装置，其中，所述集成的海上设施设置有单独的浮动存储和卸载船舶，而没有油气生产设施，所述船舶设置有适于储存液态或超临界状态CO2的所述存储罐。
12.根据权利要求11所述的装置，其中，所述单独的船舶设置有工厂和设备，其具有能力处理含有CO2的碳氢化合物生产流以及从生产流体中分离CO2，并具有能力处理并施加给CO2必要的压力和温度调节，使其达到液态或超临界状态；并具有达到要求的CO2压力和温度的工厂和设备，以将其存储在所述至少一个现场存储罐或船舶中或注入海底油田或海底天然气田中。
13.根据权利要求7至10任一项所述的装置，其中，所述集成的海上石油或天然气设施还额外都具有工厂和设备，其具有处理含有CO2的碳氢化合物的生产流，将CO2与生产流体分离的能力，且处理并对CO2施加必要的压力和温度调节，使其达到了液态或超临界状态；以及具有达到所需CO2压力和温度的设备，以将其存储在所述至少一个现场存储罐或船舶中或注入海底油田或海底天然气田中。
14.具有以下部分的集成离岸石油或天然气设施：
至少一个适于储存液态或超临界状态CO2的现场存储罐或船舶，以及用于海上传输液态或超临界状态的CO2的设备，将CO2注入海底油田进行EOR或注入海底天然气田进行EGR的设备；和从产生的生产流中回收石油和/或天然气的设备。
15.根据权利要求14所述的集成离岸石油或天然气设施，其还配备有工厂和设备，其具有处理含有CO2的碳氢化合物的生产流，将CO2与生产流体分离，且处理并对CO2施加必要的压力和温度调节，使其达到了液态或超临界状态的能力；以及具有达到所需CO2压力和温度的工厂和设备，以将其存储在所述至少一个现场存储罐或船舶中或注入海底油田或海底天然气田中。
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